Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico ......documento: Estadística Anual y...

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Estadística Anual y

Multianual del Sector

Eléctrico Ecuatoriano

2016

2

REPÚBLICA DEL ECUADOR

AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE

ELECTRICIDAD

Lenin Moreno Garcés

Presidente Constitucional de la República del Ecuador

Jorge Glas Espinel

Vicepresidente de la República del Ecuador

Augusto Espín Tobar

Ministro Coordinador de los Sectores Estratégicos

Medardo Cadena Mosquera

Ministro de Electricidad y Energía Renovable

Andrés Chávez Peñaherrera

Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad

3

Dr. Andrés Chávez

Director Ejecutivo

Agencia de Regulación y Control de Electricidad -

ARCONEL

Actualmente la llamada Sociedad de la Información y del Conocimiento

nos inserta en un mundo en el que se evidencia el valor social y

económico de la información como principal herramienta de acciones

individuales y colectivas. Hablamos de la riqueza y el poder del

conocimiento proporcionado por las diferentes fuentes de información;

planteándose entonces la necesidad de abrir mayores y efectivos

espacios que provean datos como insumos básicos en las diferentes

estrategias de producción, comercialización y de negociaciones entre

varios actores de una comunidad interrelacionada e interdependiente.

Las instituciones públicas y privadas se convierten en gestores

estratégicos en el desarrollo y crecimiento del país. En este sentido, el

papel de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad

– ARCONEL se identifica como factor vital en la dinámica productiva de

la sociedad ecuatoriana, entregando información a todos y cada uno de

los miembros como parte del servicio público de energía eléctrica,

ratificando los derechos de los individuos y dotándolos de los

instrumentos necesarios para tomar sus propias decisiones.

El 16 de enero de 2015 se constituyó en el punto de partida, con la

publicación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica

- LOSPEE, que crea a la Agencia de Regulación y Control de Electricidad

como el “Organismo técnico administrativo encargado del ejercicio de la

potestad estatal de regular y controlar las actividades relacionadas con el

servicio público de energía eléctrica y el servicio de alumbrado público

general, precautelando los intereses del consumidor o usuario final.”

Conforme lo dispone esta Ley, para cumplir con la responsabilidad de

operar y mantener el Sistema Único de Información Estadística del Sector

Eléctrico, recopila información estadística actualizada y validada del

sector eléctrico ecuatoriano a través de la aplicación, Sistematización de

Datos del Sector Eléctrico – SISDAT con el objetivo de entregar al público

en general los datos que permiten cuantificar el desarrollo del sector y

reflejar sus altos estándares de calidad y accesibilidad.

En la línea de lo mencionado, la ARCONEL publica el presente

documento: Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico

Ecuatoriano 2016, el cual entrega y visualiza a la ciudadanía los datos

relevantes referentes a la infraestructura y transacciones de generación,

transmisión y distribución de energía. Esta publicación evidencia la

transparencia de la gestión pública con la aspiración de convertirse en un

instrumento de consulta e investigación para los actores directos e

indirectos del sector eléctrico, así como para solventar intereses

académicos y de la ciudadanía en general.

4

Presentación

La ARCONEL recibió del Instituto Nacional de

Estadística y Censos (INEC).la Certificación de

Calidad de la Operación Estadística del Sector

Eléctrico Ecuatoriano el pasado el 20 de julio de

2015. Este documento avala el proceso de

certificación dentro del marco de los criterios de

calidad y compromete a la Agencia a mejorar

constantemente la calidad de la información que

genera para fortalecer el seguimiento de las

políticas públicas.

ARCONEL, como lo dispone la Ley Orgánica de

Servicio Público de Energía Eléctrica, sustenta

sus decisiones en el trabajo permanentemente para

“Implementar, operar y mantener el sistema único de información

estadística del sector eléctrico”. Para esto gestionan, actualizan, validan

y procesan la información estadística y geográfica de los distintos agentes

del sector eléctrico, propendiendo al libre acceso de información

completa, oportuna y de calidad de las actividades de generación,

transmisión, distribución y alumbrado público general.

Los agentes del sector eléctrico ecuatoriano colaboran en la

consolidación de esta información mediante su Plan de Entrega SISDAT,

para lo cual reportan mensualmente sus datos

estadísticos de infraestructura y transacciones al

SISDAT, Sistematización de datos del sector eléctrico.

Una vez ingresados los datos por todos los agentes y

para garantizar la calidad de la información reportada,

ésta es sometida a verificación manual y mediante el

aplicativo “ARCONEL Minería de Datos”. De

encontrarse posibles inconsistencias se procede a

gestionarlas con los participantes del sector

involucrados a fin de que, se ratifiquen o rectifiquen los

datos. Consecuentemente, Arconel ratifica y publica en

su portal web para acceso de todo el público.

Finalizado el proceso de recolección y validación, Arconel, pone a

disposición de la ciudadanía, a través de su página institucional

www.regulacionelectrica.gob.ec, información detallada e indicadores

como de cobertura de energía eléctrica del país, porcentaje de energía

renovable a nivel nacional, usuarios a nivel nacional, entre otros.

Así también, desde nuestro portal puede ingresar también al geoportal y

otros servicios para instituciones específicas que pueden descargar

directamente la información por medio de nuestros servicios web.

http://www.regulacionelectrica.gob.ec/

5

Contenido

Introducción ................................................................................................. 16

1. Infraestructura del sector eléctrico ecuatoriano .................................. 17

1.1 Centrales de generación de energía eléctrica ................... 17

1.1.1 Potencia nominal y efectiva a nivel nacional ............................. 17

1.1.2 Potencia nominal y efectiva por tipo de energía ....................... 18

1.1.3 Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa y central ...... 18

1.1.4 Potencia por tipo de servicio y empresa .................................... 20

1.1.5 Potencia y número de centrales segmentada por provincia ..... 21

1.2 Subestaciones ................................................................. 23

1.2.1 Subestaciones y transformadores de las empresas generadoras

y autogeneradoras ................................................................................... 24

1.2.2 Subestaciones y transformadores de CELEC EP – Transelectric . 24

1.2.3 Subestaciones y transformadores de empresas distribuidoras . 25

1.2.4 Subestaciones de seccionamiento por tipo de empresa ........... 25

1.3 Líneas de transmisión y subtransmisión ........................... 26

1.3.1 Líneas de transmisión de empresas generadoras ...................... 26

1.3.2 Líneas de transmisión de empresas autogeneradoras .............. 26

1.3.3 Líneas de transmisión de CELEC EP – Transelectric ................... 27

1.3.4 Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras .............. 27

1.4 Elementos de compensación eléctrica ............................. 27

1.5 Redes de medio voltaje ................................................... 28

1.6 Redes Secundarias .......................................................... 29

1.7 Luminarias ...................................................................... 29

1.8 Medidores ...................................................................... 30

1.9 Clientes........................................................................... 32

1.10 Personal de las empresas ................................................ 34

2 Transacciones del sector eléctrico ecuatoriano .................................... 37

2.1 Energía producida ........................................................... 37

2.1.1 Producción de energía y consumo de combustibles ................. 37

2.1.2 Producción de energía en el sector eléctrico ecuatoriano. ....... 41

2.1.3 Producción de energía de empresas generadoras ..................... 44

2.1.4 Producción de energía de empresas distribuidoras con

generación................................................................................................ 47

2.1.5 Producción de energía de empresas autogeneradoras ............. 48

2.2 Energía vendida .............................................................. 53

2.2.1 Energía vendida por las empresas de generación ..................... 54

2.2.2 Energía vendida por las empresas de distribución .................... 56

2.2.3 Energía vendida por las empresas autogeneradoras ................. 57

2.3 Características operativas y transacciones en el Sistema

Nacional de Transmisión (S.N.T.) ................................................. 58

2.3.1 Características operativas del S.N.T. .......................................... 58

2.3.2 Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T. .................. 63

2.3.3 Facturación de la unidad de negocio CELEC EP-TRANSELECTRIC

64

2.4 Consumo de energía eléctrica ......................................... 65

2.4.1 Compra de energía eléctrica por las empresas distribuidoras .. 65

2.4.2 Energía disponible en el sistema eléctrico de distribución ........ 66

2.4.3 Energía y valores facturados a clientes regulados de las

empresas distribuidoras ........................................................................... 67

2.4.4 Recaudación de valores facturados por las empresas

distribuidoras a clientes regulados .......................................................... 71

2.4.5 Facturación a clientes no regulados .......................................... 73

2.5 Programa de eficiencia energética para cocción por

inducción y calentamiento de agua con electricidad (PEC) ............ 74

2.6 Pérdidas en sistemas de distribución ............................... 78

2.6.1 Pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras ... 78

2.6.2 Evolución mensual de pérdidas de energía eléctrica de las

empresas distribuidoras ........................................................................... 79

2.7 Precios medios ............................................................... 80

6

2.7.1 Precio medio de la energía vendida por las empresas

distribuidoras con generación .................................................................. 81

2.7.2 Precio medio de la energía comprada por las empresas

distribuidoras ........................................................................................... 81

2.7.3 Precio medio de la energía facturada a clientes regulados ....... 82

2.7.4 Precio medio mensual de energía facturada a clientes regulados

83

2.8 Interconexiones .............................................................. 84

2.8.1 Importación de energía eléctrica ............................................... 84

2.8.2 Exportación de energía eléctrica ............................................... 85

2.8.3 Análisis comparativo del precio medio de transacciones

internacionales ......................................................................................... 87

3 Indicadores del sector eléctrico ecuatoriano ........................................ 89

3.1 Balance nacional de energía ............................................ 89

3.1.1 Balance de energía del sistema eléctrico de distribución .......... 93

3.2 Factor de planta .............................................................. 94

3.2.1 Factor de planta de empresas generadoras .............................. 94

3.2.2 Factor de planta de empresas distribuidoras con generación ... 95

3.2.3 Factor de planta de empresas autogeneradoras ....................... 95

3.3 Consumo per cápita ........................................................ 97

3.4 Pérdidas nacionales en distribución ................................. 98

3.5 Consumo promedio de energía eléctrica .......................... 99

4 Infraestructura del Sector Eléctrico 2007 – 2016 ................................ 104

4.1 Evolución histórica de las centrales de generación de

energía eléctrica, periodo 2007 – 2016 ....................................... 104

4.2 Evolución histórica de subestaciones, periodo 2007 – 2016

105

4.2.1 Subestaciones .......................................................................... 105

4.3 Evolución histórica de transformadores, periodo 2007 –

2016 106

4.3.1 Transformadores y autotransformadores ............................... 106

4.4 Evolución histórica de líneas de transmisión y

subtransmisión, periodo 2007 – 2016 ........................................ 107

4.4.1 Líneas de transmisión de empresas generadoras .................... 107

4.4.2 Líneas de transmisión de empresas autogeneradoras ............ 107

4.4.3 Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras ............ 107

4.5 Evolución histórica de clientes, periodo 2005-2014 ........ 108

4.5.1 Clientes .................................................................................... 108

5 Transacciones del Sector Eléctrico 2007-2016 .................................... 109

5.1 Evolución histórica de la producción de energía, periodo

2007-2016 ................................................................................ 109

5.1.1 Producción de energía ............................................................. 109

5.1.2 Producción histórica de empresas generadoras ...................... 110

5.1.3 Producción histórica de empresas distribuidoras con generación

113

5.1.4 Producción histórica de empresas autogeneradoras .............. 115

5.1.5 Consumo de combustible de las empresas de generación

eléctrica 119

5.2 Evolución histórica de la energía vendida, periodo 2007-

2016 121

5.2.1 Energía vendida por las empresas generadoras ...................... 121

5.2.2 Energía vendida por empresas distribuidoras con generación 121

5.2.3 Energía vendida por las empresas autogeneradoras ............... 122

5.2.4 Evolución histórica de los valores monetarios de la energía

vendida 122

5.3 Evolución histórica del sistema nacional de transmisión

(S.N.T.), periodo 2007-2016 ....................................................... 124

5.3.1 Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T. ................ 124

5.3.2 Valores facturados por la empresa transmisora ...................... 124

5.4 Evolución histórica del consumo de energía eléctrica,

periodo 2007-2016 .................................................................... 125

5.4.1 Compra de energía eléctrica por las empresas distribuidoras 125

7

5.4.2 Energía disponible en el sistema eléctrico de distribución ...... 125

5.4.3 Facturación a clientes regulados ............................................. 126

5.4.4 Recaudación de valores facturados por las empresas

distribuidoras a clientes regulados ........................................................ 129

5.4.5 Facturación a clientes no regulados ........................................ 130

5.5 Evolución histórica de pérdidas en el sistema de

distribución, periodo 2007-2016 ................................................ 130

5.5.1 Pérdidas de energía eléctrica de las empresas distribuidoras . 130

5.5.2 Comparativo de pérdidas y energía disponible ....................... 131

5.6 Evolución histórica de precios medios, periodo 2007-2016

132

5.6.1 Precio medio de la energía vendida por tipo de empresa y

transacción ............................................................................................. 132


generadoras ........................................................................................... 134


distribuidoras con generación ................................................................ 135

5.6.4 Precio medio de la energía comprada por las empresas

distribuidoras ......................................................................................... 135

5.6.5 Precio medio de la energía facturada a clientes regulados ..... 136

5.7 Interconexiones ............................................................ 136

5.7.1 Importación de energía ............................................................ 136

5.7.2 Exportación de energía ............................................................ 137

5.7.3 Análisis comparativo precio medio de transacciones

internacionales ....................................................................................... 138

6 Indicadores del sector eléctrico ecuatoriano ...................................... 139

6.1 Balance nacional de energía eléctrica ............................ 139

6.1.1 Balance de energía del sistema eléctrico de distribución ........ 140

6.2 Pérdidas ....................................................................... 140

6.3 Consumo promedio de energía eléctrica ........................ 142

7 Glosario ............................................................................................. 144

7.1 Términos ...................................................................... 144

7.2 Siglas ............................................................................ 149

7.3 Unidades de medida ..................................................... 149

Anexos ........................................................................................................ 151

8

Índice de Tablas

TABLA NO. 1: CENTRALES QUE ENTRARON EN OPERACIÓN EN EL 2016 ........... 17

TABLA NO. 2: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO ENERGÍA ................ 18

TABLA NO. 3: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE ENERGÍA ........... 18

TABLA NO. 4: POTENCIA Y NÚMERO DE CENTRALES POR PROVINCIA Y TIPO DE

ENERGÍA .................................................................................................... 21

TABLA NO. 5: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES POR TIPO DE EMPRESA

................................................................................................................... 23

TABLA NO. 6: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS

GENERADORAS .......................................................................................... 24

TABLA NO. 7: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS

AUTOGENERADORAS ................................................................................ 24

TABLA NO. 8: SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN Y REDUCCIÓN Y SUS

TRANSFORMADORES ASOCIADOS DELTRANSMISOR ............................... 24

TABLA NO. 9: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES A NIVEL DE

SUBTRANSMISIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ................................ 25

TABLA NO. 10: TRANSFORMADORES A NIVEL DE MEDIA TENSIÓN DE

EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS ................................................ 25

TABLA NO. 11: SUBESTACIONES DE SECCIONAMIENTO .................................... 25

TABLA NO. 12: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISIÓN POR TIPO DE

EMPRESA ................................................................................................... 26

TABLA NO. 13: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRASMISIÓN DE

EMPRESAS GENERADORAS ....................................................................... 26

TABLA NO. 14: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRASMISIÓN DE

EMPRESAS AUTOGENERADORAS.............................................................. 26

TABLA NO. 15: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SNT POR TIPO DE CIRCUITO Y

NIVEL DE VOLTAJE ..................................................................................... 27

TABLA NO. 16: LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LOS AGENTES

DISTRIBUIDORES ....................................................................................... 27

TABLA NO. 17: COMPENSACIÓN CAPACITIVA INSTALADA EN EL SNT ............... 27

TABLA NO. 18: COMPENSACIÓN INDUCTIVA INSTALADA EN EL SNT ................ 28

TABLA NO. 19: REDES DE MEDIO VOLTAJE DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

................................................................................................................... 28

TABLA NO. 20: REDES SECUNDARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS

DISTRUIBUIDORAS .................................................................................... 29

TABLA NO. 21: LUMINARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

................................................................................................................... 29

TABLA NO. 22: MEDIDORES DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS 31

TABLA NO. 23: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS Y NO REGULADOS DE LAS

DISTRIBUIDORAS ....................................................................................... 32

TABLA NO. 24: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA .............. 32

TABLA NO. 25: PERSONAL DE LAS EMPRESAS GENERADORAS ......................... 34

TABLA NO. 26: PERSONAL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS ................ 36

TABLA NO. 27: PERSONAL DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ...................... 36

TABLA NO. 28: PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA

(GWH) ......................................................................................................... 39

TABLA NO. 29: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR TIPO DE EMPRESA ............. 40

TABLA NO. 30: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES EN TEP ........................... 40

TABLA NO. 31: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO

PÚBLICO POR LOS AGENTES DEL SECTOR ELÉCTRICO ................................ 41

TABLA NO. 32: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO,

POR TIPO DE ENERGÍA 1/3 ......................................................................... 43





TABLA NO. 35: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS GENERADORAS

(1/2) ........................................................................................................... 45

TABLA NO. 36: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS GENERADORAS

(2/2) ........................................................................................................... 45

TABLA NO. 37: CONSUMO DE COMBUSTIBLE DE LAS GENERADORAS ............... 46

TABLA NO. 38: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS .................................................................... 47

TABLA NO. 39: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

................................................................................................................... 48

TABLA NO. 40: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

(TEP) ........................................................................................................... 48

9

TABLA NO. 41: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS

AUTOGENERADORAS (1/2) ........................................................................ 50

TABLA NO. 42: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS

AUTOGENERADORAS (2/2) ........................................................................ 51

TABLA NO. 43: CONSUMO DE COMBUSTIBLES EMPRESAS AUTOGENERADORAS

................................................................................................................... 52


................................................................................................................... 52


................................................................................................................... 52


................................................................................................................... 53

TABLA NO. 47: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN ........................ 54

TABLA NO. 48: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y EMPRESA ..... 54

TABLA NO. 49: ENERGÍA VENDIDA POR LAS GENERADORAS.............................. 55

TABLA NO. 50: VALORES FACTURADOS Y RECAUDADOS POR LA VENTA DE

ENERGÍA DE LAS GENERADORAS ................................................................ 55

TABLA NO. 51: VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GENERACIÓN DE LAS


TABLA NO. 52: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS .. 57

TABLA NO. 53: NIVELES DE VOLTAJE EN LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES DEL

S.N.T. (1/3) ................................................................................................. 59


S.N.T. (2/3) ................................................................................................. 60


S.N.T. (3/3) ................................................................................................. 61

TABLA NO. 56: DEMANDA MÁXIMA EN TRANSFORMADORES DE LAS

SUBESTACIONES DEL S.N.T. ........................................................................ 62

TABLA NO. 57: CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES ................................... 62

TABLA NO. 58: CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 KV ............ 63



TABLA NO. 61: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. ........................................... 64

TABLA NO. 62: DEMANDA MÁXIMA DE AGENTES Y VALORES FACTURADOS ..... 64

TABLA NO. 63: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ............ 65

TABLA NO. 64: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ............ 66

TABLA NO. 65: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO

(GWH) ........................................................................................................ 67

TABLA NO. 66: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWH) .... 68

TABLA NO. 67: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE

CONSUMO (KUSD) ..................................................................................... 69

TABLA NO. 68: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (KUSD)

................................................................................................................... 70

EL VALOR DE RECAUDACIÓN DETALLADO EN LA TABLA NO. 69 NO CONSIDERA LOS SUBSIDIOS.

................................................................................................................... 71

TABLA NO. 70: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE

CONSUMO (KUSD) ..................................................................................... 72

TABLA NO. 71: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS

................................................................................................................... 73

TABLA NO. 72: CLIENTES DEL PROGRAMA PEC ................................................... 75

TABLA NO. 73: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN PROGRAMA PEC ......... 76

TABLA NO. 74: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN PROGRAMA PEC POR

PROVINCIA ................................................................................................ 77

TABLA NO. 75: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP ............................... 78

TABLA NO. 76: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

DE DISTRIBUCIÓN ...................................................................................... 79

TABLA NO. 77: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE

TRANSACCIÓN ............................................................................................ 80

EN TABLA NO. 78 SE MUESTRAN LOS VALORES DE COSTOS DE LA ENERGÍA VENDIDA Y LOS

PRECIOS MEDIOS POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y TIPO DE EMPRESA. ............................. 80

TABLA NO. 79: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE

TRANSACCIÓN Y EMPRESA ......................................................................... 80

TABLA NO. 80: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR GENERACIÓN NO

ESCINDIDA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ...................................... 81

TABLA NO. 81: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA


TABLA NO. 82: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS Y UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP ......................... 82

10

TABLA NO. 83: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE

CONSUMO ................................................................................................. 83

TABLA NO. 84: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS


TABLA NO. 85: ENERGÍA IMPORTADA ................................................................ 84

TABLA NO. 86: COSTOS POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA .................................. 85

TABLA NO. 87: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA .................................. 85

TABLA NO. 88: ENERGÍA EXPORTADA ................................................................ 86

TABLA NO. 89: COSTOS POR EXPORTACIÓN DE ENERGÍA .................................. 86

TABLA NO. 90: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA .................................. 87

TABLA NO. 91: COMPARATIVO PRECIO MEDIO (USD ¢/KWH) ............................ 87

TABLA NO. 92: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA ........................... 90

TABLA NO. 93: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ............ 93

TABLA NO. 94: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE

DISTRIBUCIÓN (GWH) ................................................................................ 93

TABLA NO. 95: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (1/2) .......... 94

TABLA NO. 96: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (2/2) .......... 94

TABLA NO. 97: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON

GENERACIÓN ............................................................................................. 95

TABLA NO. 98: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2) . 96

TABLA NO. 99: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2) . 96

TABLA NO. 100: CONSUMO PER CÁPITA ANUAL POR PROVINCIA .................... 97

TABLA NO. 101: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN ........................................................................................... 98

TABLA NO. 102: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

EMPRESA Y GRUPO DE CONSUMO DE CLIENTES REGULADOS

(KWH/CLIENTE) ........................................................................................... 100

TABLA NO. 103: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA .... 104

TABLA NO. 104: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE CENTRAL ........................ 104

TABLA NO. 105: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE CENTRAL ......................... 105

TABLA NO. 106: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LAS

SUBESTACIONES DE EMPRESAS GENERADORAS .................................... 105


SUBESTACIONES DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS........................... 105


SUBESTACIONES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ................................. 105

TABLA NO. 109: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE CAPACIDAD DE

TRANSFORMADORES DE EMPRESAS GENERADORAS ............................ 106

TABLA NO. 110: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE TRANSFORMADORES Y

AUTOTRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR ...................................... 107

TABLA NO. 111: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS .................................................................. 107

TABLA NO. 112: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE

EMPRESAS GENERADORAS ..................................................................... 107

TABLA NO. 113: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE

EMPRESAS AUTOGENERADORAS ........................................................... 107

TABLA NO. 114: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE

LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS............................................................ 108

TABLA NO. 115: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL NÚMERO DE CLIENTES DE LAS


TABLA NO. 116: ENERGÍA PRODUCIDA 2007-2016 .......................................... 109

TABLA NO. 117: ENERGÍA PRODUCIDA POR TIPO DE EMPRESA PERIODO 2007-

2016 (GWH) .............................................................................................. 110

TABLA NO. 118: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS GENERADORAS ... 110

TABLA NO. 119: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA GENERADORA (1/4) .... 111




TABLA NO. 123: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

CON GENERACIÓN ................................................................................... 113

TABLA NO. 124: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (1/4) .................................... 114

TABLA NO. 125: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON

GENERACIÓN (2/4) ................................................................................... 114

TABLA NO. 126: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON

GENERACIÓN (3/4) ................................................................................... 115

TABLA NO. 127: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS

................................................................................................................. 116

11


AUTOGENERADORA (1/5) ................................................................. 116


AUTOGENERADORA (2/5) ................................................................. 117


AUTOGENERADORA (3/5) ................................................................. 117


AUTOGENERADORA (4/5) ................................................................. 118


AUTOGENERADORA (5/5) ................................................................. 118

TABLA NO. 133: CONSUMO DE COMBUSTIBLE UTILIZADO EN

GENERACIÓN ELÉCTRICA ............................................................... 119

TABLA NO. 134: UNIDADES DE CONVERSIÓN A TONELADAS EQUIVALENTES DE

PETRÓLEO (TEP) ....................................................................................... 119

TABLA NO. 135: CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN MILES DE TEP

................................................................................................................. 119

TABLA NO. 136: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE EMPRESA ........... 120

TABLA NO. 137: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE EMPRESA EN MILES

DE TEP ...................................................................................................... 120

TABLA NO. 138: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA (GWH) ................. 121

TABLA NO. 139: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (GWH) ...... 121

TABLA NO. 140: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON

GENERACIÓN (GWH) ................................................................................ 122

TABLA NO. 141: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA AUTOGENERADORA (GWH)

................................................................................................................. 122

TABLA NO. 142: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA

(MUSD) .................................................................................................... 123

TABLA NO. 143: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (MUSD) .......................................... 123

TABLA NO. 144: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA

AUTOGENERADORA (KUSD) ..................................................................... 123

TABLA NO. 145: ENERGÍA RECIBIDA, ENTREGADA Y PÉRDIDAS EN EL S.N.T. .... 124

TABLA NO. 146: VALORES FACTURADOS POR CELEC EP-TRANSELECTRIC ........ 124

TABLA NO. 147: COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS ..................................................................................... 125

TABLA NO. 148: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ..... 126

TABLA NO. 149: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO

(GWH) ...................................................................................................... 127

TABLA NO. 150: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWH) 127

TABLA NO. 151: FACTURACION DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE

CONSUMO (MUSD) ................................................................................. 128

TABLA NO. 152: FACTURACION DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA

(MUSD) .................................................................................................... 129

TABLA NO. 153: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE

CONSUMO (MUSD) ................................................................................. 129

TABLA NO. 154: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO

REGULADOS ............................................................................................. 130

TABLA NO. 155: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN .......... 130

TABLA NO. 156: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA

DISPONIBLE 2015 - 2016 .......................................................................... 131

TABLA NO. 157: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA ELÉCTRICA

DISPONIBLE 2006 - 2015 .......................................................................... 132

TABLA NO. 158: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN

(1/2) ......................................................................................................... 133

TABLA NO. 159: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE TRANSACCIÓN

(2/2) ......................................................................................................... 133

TABLA NO. 160: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE

EMPRESA (USD ¢/KWH) ............................................................................ 133

TABLA NO. 161: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESAS

GENERADORAS ........................................................................................ 134

TABLA NO. 162: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA

GENERADORA (USD ¢/KWH) ..................................................................... 134

TABLA NO. 163: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS ...................................................................................... 135

TABLA NO. 164: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (USD ¢/KWH) .................................... 135

TABLA NO. 165: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR LAS


TABLA NO. 166: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS


TABLA NO. 167: ENERGÍA IMPORTADA POR TIPO DE TRANSACCIÓN (GWH) ... 136

12

TABLA NO. 168: COSTO DE LA ENERGÍA IMPORTADA (MUSD) ......................... 137

TABLA NO. 169: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA IMPORTADA (USD ¢/KWH) .... 137

TABLA NO. 170: ENERGÍA EXPORTADA POR TIPO DE CLIENTE (GWH) .............. 137

TABLA NO. 171: COSTO DE LA ENERGÍA EXPORTADA (MUSD) ......................... 138

TABLA NO. 172: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA EXPORTADA (USD Ȼ/KWH) ..... 138

TABLA NO. 173: PRODUCCION E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A

NIVEL NACIONAL, PERÍODO 2007 – 2016 ................................................ 139

TABLA NO. 174: BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO PÚBLICO, PERÍODO

2007 – 2016 .............................................................................................. 139

TABLA NO. 175: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ..... 140

TABLA NO. 176: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN ......................................................................................... 141

TABLA NO. 177: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS

POR GRUPO DE CONSUMO (KWH/CLIENTE) .............................................. 143

13

Índice de Figuras

FIG. NO. 1: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE SISTEMA (MW) .......................... 17

FIG. NO. 2: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE SISTEMA (MW) ........................... 17

FIG. NO. 3: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE ENERGÍA (MW) .......................... 18

FIG. NO. 4: POTENCIA POR TIPO DE EMPRESA (MW) ......................................... 18

FIG. NO. 5: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES HIRÁULICAS POR TIPO DE

EMPRESA (MW) ......................................................................................... 19

FIG. NO. 6: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES EÓLICAS POR TIPO DE

EMPRESA (MW) ......................................................................................... 19

FIG. NO. 7: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS POR TIPO DE

EMPRESA (MW) ......................................................................................... 19

FIG. NO. 8: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE BIOMASA POR TIPO DE

EMPRESA (MW) ......................................................................................... 19

FIG. NO. 9: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE BIOGAS POR TIPO DE

EMPRESA (MW) ......................................................................................... 20

FIG. NO. 10: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS MCI POR TIPO DE

EMPRESA ................................................................................................... 20

FIG. NO. 11: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOGAS POR

TIPO DE EMPRESA (MW) ........................................................................... 20

FIG. NO. 12: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOVAPOR POR

TIPO DE EMPRESA (MW) ........................................................................... 20

FIG. NO. 13: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE SERVICIO .............. 21

FIG. NO. 14: POTENCIA EFECTIVA A NIVEL DE PROVINCIA ................................ 21

FIG. NO. 15: NÚMERO DE CENTRALES A NIVEL DE PROVINCIA ......................... 22

FIG. NO. 16: NÚMERO DE SUBESTACIONES POR TIPO DE EMPRESA ................ 23

FIG. NO. 17: NÚMERO DE TRANSFOMADORES POR TIPO DE EMPRESA ........... 23

FIG. NO. 18: CAPACIDAD MÁXIMA POR TIPO DE EMPRESA (MVA) .................. 24

FIG. NO. 19: LONGITUD DE REDES DE MEDIO VOLTAJE POR EMPRESA (KM) .... 28

FIG. NO. 20: LONGITUD DE REDES SECUNDARIAS POR EMPRESA (KM) ............ 29

FIG. NO. 21: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO . 32

FIG. NO. 22: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA .................. 33

FIG. NO. 23: PORCENTAJE DE CLIENTES REGULADOS POR REGIÓN .................. 34

FIG. NO. 24: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR SISTEMA, TIPO DE EMPRESA

Y TIPO DE CENTRAL .................................................................................... 37

FIG. NO. 25: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR TIPO DE CENTRAL EN GWH

................................................................................................................... 37

FIG. NO. 26: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA ................................. 37

FIG. NO. 27: COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA RENOVABLE ............................................... 38

FIG. NO. 28: COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA NO RENOVABLE .......................................... 38

FIG. NO. 29: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS GENERADORAS (GWH) . 39

FIG. NO. 30: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON

GENERACIÓN (GWH) .................................................................................. 39

FIG. NO. 31: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS

(GWH) ......................................................................................................... 39

FIG. NO. 32: OFERTA MENSUAL DE ENERGÍA EN EL S.N.I. (GWH) ....................... 39

FIG. NO. 33: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR

TIPO DE EMPRESA (GWH) ........................................................................... 40

FIG. NO. 34: ENERGÍA DISPONIBLE PARA SERVICIO PÚBLICO Y NO PÚBLICO

(GWH) ......................................................................................................... 40

FIG. NO. 35: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES (TEP) .................................. 41

FIG. NO. 36: ENERGÍA DISPONIBLE POR TIPO DE EMPRESA ............................... 42

FIG. NO. 37: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO ............................ 42

FIG. NO. 38: ENERGÍA ENTREGADA PARA NO PÚBLICO ...................................... 42

FIG. NO. 39: COMPOSICIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS GENERADORAS ......... 44

FIG. NO. 40: COMPOSICIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON

GENERACIÓN ............................................................................................. 47

FIG. NO. 41: ENERGÍA BRUTA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA

(MWH)........................................................................................................ 47

FIG. NO. 42: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS . 48

FIG. NO. 43: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA

(TEP) ........................................................................................................... 48

FIG. NO. 44: COMPOSICIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS

................................................................................................................... 49

FIG. NO. 45: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA................................... 54

FIG. NO. 46: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. ............................................... 64

FIG. NO. 47: DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE MENSUAL ............................... 64

FIG. NO. 48: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWH) ..... 65

14

FIG. NO. 49: ENERGÍA COMPRADA POR UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP

(GWH) ........................................................................................................ 65

FIG. NO. 50: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (GWH) ..... 66

FIG. NO. 51: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO

(GWH) ........................................................................................................ 67

FIG. NO. 52: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA

Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (GWH) ............................................... 67

FIG. NO. 53: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (GWH) ......... 68

FIG. NO. 54: PORCENTAJE DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN

................................................................................................................... 69

FIG. NO. 55: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO

(MUSD) ...................................................................................................... 70

FIG. NO. 56: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (MUSD) ................. 70

FIG. NO. 57: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA (MUSD) 71

FIG. NO. 58: PORCENTAJE DE LA FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

REGIÓN ...................................................................................................... 71

FIG. NO. 59: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE CONSUMO

(MUSD) ...................................................................................................... 72

FIG. NO. 60: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (MUSD) ................. 72

FIG. NO. 61: VALOR PEAJE POR POTENCIA FACTURADA A CLIENTES NO

REGULADOS (KUSD) ................................................................................... 73

FIG. NO. 62: VALOR PEAJE POR ENERGÍA FACTURADA A CLIENTES NO

REGULADOS (KUSD) ................................................................................... 74

FIG. NO. 63: PORCENTAJE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON CLIENTES PEC ...... 75

FIG. NO. 64: PORCENTAJE UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP CON CLIENTES PE

................................................................................................................... 75

FIG. NO. 65: ENERGÍA FACTURADA POR EMPRESA CON CLIENTES PEC .............. 76

FIG. NO. 66: ENERGÍA SUBSIDIADA POR EMPRESA CON CLIENTES PEC .............. 77

FIG. NO. 67: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA

Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP .......................................................... 78

FIG. NO. 68: PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS POR EMPRESA


FIG. NO. 69: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE

DISTRIBUCIÓN ........................................................................................... 79

FIG. NO. 70: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA POR CONTRATOS Y T.

CORTO PLAZO ............................................................................................ 80

FIG. NO. 71: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA


FIG. NO. 72: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS Y UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP ......................... 82

FIG. NO. 73: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR GRUPO DE

CONSUMO ................................................................................................. 83

FIG. NO. 74: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS


FIG. NO. 75: ENERGÍA IMPORTADA (GWH) ............................................. 84

FIG. NO. 76: COSTOS POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA (MUSD) .... 85

FIG. NO. 77: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA ...................................... 85

FIG. NO. 78: ENERGÍA EXPORTADA .................................................................... 86

FIG. NO. 79: VALORES POR EXPORTACIÓN COLOMBIA ...................................... 86

FIG. NO. 80: COSTOS POR EXPORTACIÓN PERÚ ................................................. 87

FIG. NO. 81: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA 2016 .............................. 87

FIG. NO. 82: COMPARATIVO PRECIO MEDIO COLOMBIA USD ¢/KWH ................ 88

FIG. NO. 83: COMPARATIVO PRECIO MEDIO PERÚ USD ¢/KWH ......................... 88

FIG. NO. 84: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (%) .......... 93

FIG. NO. 85: CONSUMO PER CÁPITA POR PROVINCIA (KWH/HAB) ..................... 98

FIG. NO. 86: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN (GWH) ................................................................................ 99

FIG. NO. 87: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ..................................................................... 99

FIG. NO. 88: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES REGULADOS POR

GRUPO DE CONSUMO (KWH/CLIENTE) ...................................................... 100



FIG. NO. 90: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES COMERCIALES

(KWH/CLIENTE) ........................................................................................... 101

FIG. NO. 91: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES INDUSTRIALES

(KWH/CLIENTE) ........................................................................................... 102

15

FIG. NO. 92: EVOLUACIÓN HISTÓRICA DE LAS POTENCIAS NOMINAL Y

EFECTIVA.................................................................................................. 105

FIG. NO. 93: CAPACIDAD INSTALADA EN SUBESTACIONES (MVA) ................. 106

FIG. NO. 94: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS ........................................... 108

FIG. NO. 95: ENERGÍA PRODUCIDA, PERIODO 2007-2016 ................................ 109

FIG. NO. 96: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE

EMPRESAS GENERADORAS ........................................................... 113

FIG. NO. 97: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN .......................................... 115

FIG. NO. 98: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE

EMPRESAS AUTOGENERADORAS ................................................ 119

FIG. NO. 99: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP .......................... 120

FIG. NO. 100: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP POR TIPO DE

EMPRESA .............................................................................................. 120

FIG. NO. 101: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA ............. 121

FIG. NO. 102: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE

EMPRESA .............................................................................................. 122

FIG. NO. 103: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T. .......................... 124

FIG. NO. 104: ENERGÍA COMPRADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

(GWH) ...................................................................................................... 125

FIG. NO. 105: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN (GWH)

................................................................................................................. 126

FIG. NO. 106: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWH) ................................ 127

FIG. NO. 107: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGION (GWH) .......... 128

FIG. NO. 108: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MUSD) ....................... 128

FIG. NO. 109: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN (MUSD) .. 129

FIG. NO. 110: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE

CONSUMO (MUSD) ................................................................................. 129

FIG. NO. 111: VALOR PEAJE POR ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES

NO REGULADOS (KUSD) ........................................................................... 130

FIG. NO. 112: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN (%) ........ 131

FIG. NO. 113: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2015 - 2016 ................................ 131

FIG. NO. 114: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2006 - 2015 ................................ 132

FIG. NO. 115: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR

TIPO DE EMPRESA ............................................................................. 134

FIG. NO. 116: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS

EMPRESAS GENERADORAS ........................................................... 135

FIG. NO. 117: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA ............................. 136

FIG. NO. 118: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS ..................................................................................... 136

FIG. NO. 119: ENERGÍA IMPORTADA PERIODO 2007-2016 .............. 137

FIG. NO. 120: ENERGÍA EXPORTADA PERIODO 2007-2016 ............. 137

FIG. NO. 121: COMPARATIVO PRECIO MEDIO TRANSACCIONES

COLOMBIA USD ¢/KWH ...................................................................... 138

FIG. NO. 122: COMPARATIVO PRECIO MEDIO TRANSACCIONES

PERÚ USD ¢/KWH ................................................................................ 138

FIG. NO. 123: BALANCE DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN (%) ........................... 140

FIG. NO. 124: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE

DISTRIBUCIÓN (GWH) .............................................................................. 140

FIG. NO. 125: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN (GWH) .............................................................................. 142

FIG. NO. 126: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (%) ............................................................. 142



16

Introducción

La electricidad constituye una parte integral en la vida de los seres

humanos. En el Ecuador, el 14% del consumo energético es electricidad.

Esto permite producir efectos luminosos, mecánicos, caloríficos, químicos

y otros, presentes en todos los aspectos de la vida cotidiana como en los

electrodomésticos, el transporte, la iluminación y la industria.

Para abastecer la demanda de esta fuerza impulsora y obedeciendo al

mandato constitucional, el Ecuador dispone de varias centrales de

generación, priorizando la producción de energía renovable no

contaminante, es decir, que ésta provenga de fuentes naturales como la

hidráulica (energía potencial del agua), fotovoltaica (sol), eólica (viento),

biogás (residuos orgánicos) y de aprovechamiento de la biomasa

(combustión del bagazo de caña).

Tras el proceso de generación, esta energía se concentra en el Sistema

Nacional de Interconectado y se transfiere por una moderna red de

transmisión llegando hacia los niveles de subtransmisión los cuales

permiten la alimentación de las distintas empresas distribuidoras en el

país, quienes a su vez se encargan de llevarla a los hogares de todos los

ecuatorianos.

La Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2016

es un insumo relevante en aquellos estudios de prospectiva y

planificación energética del país. En este sentido, dentro de las temáticas

abordadas se divide en siete capítulos de los cuales del capítulo uno al 3

detalla información del 2016, es decir el primer capítulo se describe la

Infraestructura del sector eléctrico, tanto de las centrales, subestaciones,

transformadores, y demás equipamiento. El capítulo dos, presenta las

1 La presente información está en permanente revisión y actualización, por lo cual puede

estar sujeta de cambios.

Transacciones del sector eléctrico ecuatoriano, que comprenden la

energía producida, vendida, el consumo de energía, precios e

interconexiones. El capítulo tres muestra los diferentes indicadores del

sector. Del capítulo cinco al siete detalla información multianual entre el

2007 y 2016 que muestra información de Infraestructura, Transacciones

e Indicadores del sector eléctrico.

Esta publicación pretende consolidarse como una herramienta

encaminada a potenciar la participación ciudadana en los procesos del

Gobierno de la Revolución Ciudadana mediante el libre acceso a la

información estadística consolidada. 1

17

1. Infraestructura del sector

eléctrico ecuatoriano

La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL),

preocupada porque la ciudadanía en general conozca la actualidad del

sector eléctrico ecuatoriano, presenta esta sección informativa que

explica la infraestructura del sector y sus características técnicas.

Centrales de generación de energía eléctrica

La presente sección muestra las potencias nominal y efectiva de las

centrales de generación dispuestas en el territorio continental e insular

del Ecuador. Los valores de potencia se analizan por tipo de sistema,

energía, central, servicio, empresa y provincia.

Es importante mencionar que en nuestro país los actores de la

generación de electricidad son los agentes generadores,

autogeneradores y distribuidores. La obtención de energía eléctrica

depende esencialmente de dos fuentes de energía: renovables y no

renovables. Al primer tipo se deben las centrales hidroeléctricas,

fotovoltaicas, eólicas, biomasa y biogás, las dos últimas de tipo térmicas.

Las centrales con fuentes de energía no renovable son térmicas turbogas,

térmicas turbovapor y térmicas con Motores de Combustión (MCI).

Potencia nominal y efectiva a nivel nacional

La capacidad nominal de una central se refiere al nivel máximo de

potencia que por diseño podría entregar una central de generación,

mientras que, la capacidad efectiva es el valor real de potencia que la

misma puede entregar.

En la FIG. No. 1 y FIG. No. 2 se muestra la capacidad nominal y efectiva

en megavatios (MW) respectivamente, segmentadas por tipo de sistema.

En estas se divide al sistema No Incorporado en territorio continental y

Región Insular.

FIG. No. 1: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE SISTEMA (MW)

FIG. No. 2: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE SISTEMA (MW)

Al término del 2016 se registró 8.226,42 MW de potencia nominal y

7.606,10 MW de potencia efectiva. A los valores antes mencionados

contribuyeron las centrales que entraron en operación en ese año, las

cuales se muestran en la TABLA No. 1, entre la cuales destaca la central

Coca Codo Sinclair con una potencia nominal igual a 1.500 MW y la

central Sopladora con 487 MW.

TABLA No. 1: CENTRALES QUE ENTRARON EN OPERACIÓN EN EL 2016

SIN7.077,58 86,03%

Territorio Continental1.120,34 13,62%

Región Insular28,50

0,35%

No Incorporado1.148,84 13,97%

SIN Territorio Continental Región Insular

SIN6.739,21 88,60%

Territorio Continental842,03

11,07%

Región Insular24,87

0,33%

No Incorporado866,89

11,40%

SIN Territorio Continental Región Insular

Tipo de

EmpresaEmpresa Central Tipo Central

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

CELEC-Coca Codo Sinclair Coca Codo Sinclair Hidráulica 1.500 1.476

CELEC-Hidroazogues Central Alazán Hidráulica 6,23 6,23

CELEC-Hidropaute Sopladora Hidráulica 487 486,99

Ecuagesa Topo Hidráulica 28,05 27

Gasgreen Gasgreen Biogas 2 1,76

Hidrotambo Hidrotambo Hidráulica 8 8

Hidrovictoria Victoria Hidráulica 10,32 10

Total Generadora 2.041,60 2.015,98

Distribuidora E.E. Galápagos Baltra Solar Solar 0,07 0,07

Total Distribuidora 0,07 0,07

EPF- Pad L Térmica 6,30 5,04

Vinita Térmica 3,51 2,64

Total Autogeneradora 9,81 7,68

Total 2.051,48 2.023,73

Generadora

Autogeneradora Petroamazonas

18

Potencia nominal y efectiva por tipo de energía

Las potencias nominal y efectiva por tipo de energía se muestran en la

TABLA No. 2. La capacidad instalada por tipo de energía renovable y no

renovable fue de 4.640,29 MW y 2.584,57 MW respectivamente. Cabe

señalar que las centrales térmicas que pertenecen a los ingenios

azucareros, cuyo combustible es el bagazo de caña, se consideran como

de tipo renovable.

TABLA No. 2: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO ENERGÍA

La FIG. No. 3 clasifica en forma descendente la potencia efectiva por tipo

de energía. De esta información destaca la participación mayoritaria de

las centrales hidráulicas, con un aproximado de 58,09 % respecto al total

de potencia efectiva a nivel nacional. Otro dato que se distingue para el

año 2016 es la incorporación de centrales de biomasa con un 0,02 % de

participación. Por otro lado están las centrales térmicas no renovables,

dentro de las cuales se destacan las de tipo MCI que representaron un

21,11 % de la potencia efectiva total.

FIG. No. 3: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE ENERGÍA (MW)

Potencia nominal y efectiva por tipo de empresa y

central

La FIG. No. 4 clasifica las potencias nominal y efectiva por tipo de

empresa.

El sector eléctrico ecuatoriano cuenta con una variedad de tipo de

centrales, las cuales han sido clasificadas en la TABLA No. 3 según su

principio de transformación de energía hidráulica, energía eólica, energía

solar y energía térmica, en electricidad.

FIG. No. 4: POTENCIA POR TIPO DE EMPRESA (MW)

TABLA No. 3: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE ENERGÍA

En ese contexto, las siguientes figuras muestran el porcentaje de

participación de las empresas generadoras, autogeneradoras y

distribuidoras con generación por tipo de central y su concerniente

potencia efectiva. Es de notar que, las empresas autogeneradoras no

Tipo de Energía Tipo de Central Tipo de Unidad Potencia Nominal (MW) Potencia Efectiva (MW)

Hidráulica Hidráulica 4.446,36 4.418,18

Eólica Eólica 21,15 21,15

Biomasa Turbovapor 144,30 136,40

Solar Fotovoltaica 26,48 25,59

Biogas MCI 2,00 1,76

Total Renovable 4.640,29 4.603,07

MCI 2.005,43 1.605,86

Turbogas 1.118,85 965,43

Turbovapor 461,87 431,74

Total No Renovable 3.586,14 3.003,03

Total 8.226,42 7.606,10

Renovable

No Renovable Térmica

1,760,02%

21,150,28%

25,590,34%

136,401,79%

431,745,68%

965,4312,69%

1.605,8621,11%

4.418,1858,09%

Biogas

Eólica

Solar

Biomasa

Turbovapor

Turbogas

MCI

Hidráulica

-

1.000,00

2.000,00

3.000,00

4.000,00

5.000,00

6.000,00

7.000,00

Generadora Distribuidora Autogeneradora

6.394,64

450,58

1.381,21

6.136,42

380,11

1.089,57

Potencia Nominal Potencia Efectiva

Solar

Fotovoltaica MCI Turbogas Turbovapor Biomasa Biogas

Generadora 4.173,52 24,46 16,50 954,13 812,53 411,50 - 2,00

Distribuidora 142,05 2,02 4,65 59,06 208,07 34,74 - -

Autogeneradora 130,79 - - 992,24 98,25 15,63 144,30 -

Total Nominal 4.446,36 26,48 21,15 2.005,43 1.118,85 461,87 144,30 2,00

Generadora 4.150,97 23,57 16,50 815,64 729,98 398,00 - 1,76

Distribuidora 140,23 2,02 4,65 51,97 161,00 20,24 - -

Autogeneradora 126,98 - - 738,25 74,45 13,50 136,40 -

Total Efectiva 4.418,18 25,59 21,15 1.605,86 965,43 431,74 136,40 1,76

TérmicaTipo de

EmpresaEólicaHidráulica

19

disponen de centrales con fuentes de energía solar y eólica. Para detalles

de esta información remítase al ANEXO A (A.1., A.2., A.3.)

FIG. No. 5: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES HIRÁULICAS

POR TIPO DE EMPRESA (MW)

FIG. No. 6: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES EÓLICAS POR TIPO DE EMPRESA (MW)

FIG. No. 7: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS POR TIPO DE EMPRESA (MW)

FIG. No. 8: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE BIOMASA POR TIPO DE EMPRESA (MW)

4.150,97 93,95%

140,23 3,17%

126,98 2,87%


16,50 78,01%

4,65 21,99%

-0,00%


23,57 92,12%

2,02 7,88%

-0,00%


-0,00%

-0,00%

136,40 100,00%


20

FIG. No. 9: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE BIOGAS POR TIPO DE EMPRESA (MW)

FIG. No. 10: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS MCI POR TIPO DE EMPRESA

FIG. No. 11: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOGAS POR TIPO DE EMPRESA (MW)

FIG. No. 12: POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES TÉRMICAS TURBOVAPOR POR TIPO DE EMPRESA (MW)

Potencia por tipo de servicio y empresa

En esta sección se clasifican a las potencias nominal y efectiva según el

tipo de servicio, esto es público y no público, tal como se muestra en la

FIG. No. 13. En base a la información presentada (tanto en la figura

mencionada, así como, en el ANEXO B.1) se determina que, la capacidad

instalada de los agentes generadores y distribuidores es direccionada

netamente al sector público, mientras que, ciertos agentes

1,76 100,00%

-0,00%

-0,00%


815,64 50,79%

51,97 3,24%

738,25 45,97%


729,98 75,61%

161,00 16,68%

74,45 7,71%


398,00 92,19%

20,24 4,69%

13,50 3,13%


21

autogeneradores destinan su potencia a los dos sectores (público y no

público), siendo el más representativo el sector no público.

FIG. No. 13: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE

SERVICIO

Potencia y número de centrales segmentada por

provincia

La siguiente tabla muestra el número de centrales y valores de potencia

nominal y efectiva por tipo de energía a nivel de provincia. En base a esta

información se determina que, de la capacidad instalada a nivel nacional,

un 56 % corresponde a centrales de tipo renovable y un 44 % a las de

tipo no renovable, aproximadamente.

Para obtener mayor información de empresas con generación y su

respectiva participación por tipo de central, provincia, tipo de sistema,

remitirse al ANEXO C.1

TABLA No. 4: POTENCIA Y NÚMERO DE CENTRALES POR PROVINCIA Y TIPO DE ENERGÍA

La FIG. No. 14 contiene los valores de potencia efectiva clasificados por

provincia. Los valores sitúan a las provincias del Azuay, Napo y Guayas

con la mayor concentración de potencia, siendo las dos primeras

incididas mayormente por centrales de tipo renovable, caso opuesto a la

provincia del Guayas la cual tiene un mayor predominio de tipo no

renovable. Es importante mencionar que los 1.537,70 MW de potencia

efectiva de la provincia del Napo corresponden principalmente a la central

Coca Codo Sinclair la misma que entró en operación comercial en el

2016, sus instalaciones se encuentran ubicadas entre los límites de las

provincias del Napo y Sucumbíos.

FIG. No. 14: POTENCIA EFECTIVA A NIVEL DE PROVINCIA

La FIG. No. 15 presenta el número de centrales de generación eléctrica

distribuidas por provincia. Las provincias de Sucumbíos y Orellana

acogen el mayor número de centrales, las mismas pertenecen

principalmente a empresas autogeneradoras.

-

1.000,00

2.000,00

3.000,00

4.000,00

5.000,00

6.000,00

7.000,00

Servicio Público Servicio No Público Servicio Público Servicio No Público

Potencia Nominal (MW) Potencia Efectiva (MW)

Generadora 6.394,64 - 6.136,42 -

Autogeneradora 119,94 1.261,26 116,62 972,96

Distribuidora 450,58 - 380,11 -

6.3

94

,64

-

6.1

36

,42

-11

9,9

4

1.2

61

,26

11

6,6

2 97

2,9

6

45

0,5

8

-

38

0,1

1

-

Número de

Centrales

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Número de

Centrales

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Número de

Centrales

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Azuay 6 1.772,49 1.797,48 1 19,20 17,20 7 1.791,69 1.814,68

Bolívar 1 8,00 8,00 - - - 1 8,00 8,00

Cañar 3 62,13 59,93 1 3,63 2,50 4 65,76 62,43

Carchi 3 4,71 4,02 - - - 3 4,71 4,02

Chimborazo 4 16,33 15,65 - - - 4 16,33 15,65

Cotopaxi 8 30,79 28,88 - - - 8 30,79 28,88

El Oro 6 5,99 5,99 2 275,36 249,60 8 281,35 255,59

Esmeraldas - - - 4 244,92 219,22 4 244,92 219,22

Galápagos 9 6,29 6,29 4 22,21 18,57 13 28,50 24,87

Guayas 7 331,48 325,78 12 1.155,76 1.021,30 19 1.487,23 1.347,08

Imbabura 10 78,56 79,71 1 33,25 27,30 11 111,81 107,01

Loja 7 22,49 21,62 1 19,74 17,17 8 42,23 38,79

Los Ríos 2 57,57 56,20 1 95,20 81,00 3 152,77 137,20

Manabí 2 1,50 1,49 4 215,20 189,42 6 216,70 190,91

Morona Santiago 3 88,77 88,31 1 0,24 0,24 4 89,01 88,55

Napo 3 1.516,95 1.492,20 5 67,72 45,50 8 1.584,68 1.537,70

Orellana 1 2,30 2,20 70 585,46 439,85 71 587,76 442,05

Pastaza - - - 3 51,46 43,93 3 51,46 43,93

Pichincha 19 137,37 135,96 7 182,04 153,72 26 319,41 289,68

Santa Elena - - - 2 131,80 105,03 2 131,80 105,03

Sucumbíos - - - 76 477,96 367,87 76 477,96 367,87

Tungurahua 6 494,15 470,96 1 5,00 3,60 7 499,15 474,56

Zamora Chinchipe 1 2,40 2,40 - - - 1 2,40 2,40

Total 101 4.640,29 4.603,07 196 3.586,14 3.003,03 297 8.226,42 7.606,10

TotalNo RenovableRenovable

Provincia

- 200,00 400,00 600,00 800,00 1.000,00 1.200,00 1.400,00 1.600,00 1.800,00 2.000,00

Zamora Chinchipe

Carchi

Bolívar

Chimborazo

Galápagos

Cotopaxi

Loja

Pastaza

Cañar

Morona Santiago

Santa Elena

Imbabura

Los Ríos

Manabí

Esmeraldas

El Oro

Pichincha

Sucumbíos

Orellana

Tungurahua

Guayas

Napo

Azuay

2,40

4,02

8,00

15,65

24,87

28,88

38,79

43,93

62,43

88,55

105,03

107,01

137,20

190,91

219,22

255,59

289,68

367,87

442,05

474,56

1.347,08

1.537,70

1.814,68

22

FIG. No. 15: NÚMERO DE CENTRALES A NIVEL DE PROVINCIA

- 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00

Zamora Chinchipe

Bolívar

Santa Elena

Carchi

Pastaza

Los Ríos

Chimborazo

Cañar

Morona Santiago

Esmeraldas

Manabí

Tungurahua

Azuay

Cotopaxi

Loja

El Oro

Napo

Imbabura

Galápagos

Guayas

Pichincha

Orellana

Sucumbíos

1,00

1,00

2,00

3,00

3,00

3,00

4,00

4,00

4,00

4,00

6,00

7,00

7,00

8,00

8,00

8,00

8,00

11,00

13,00

19,00

26,00

71,00

76,00

23

Subestaciones

En general, una subestación eléctrica es una instalación que facilita la

transmisión y distribución de energía eléctrica. Sus funciones principales

son las de modificar los niveles de voltaje y el seccionamiento de circuitos.

El elemento principal de una subestación de reducción o elevación es el

transformador, que transforma y establece los niveles de voltaje para la

transmisión de potencia.

Las subestaciones constan además de dispositivos de protección,

maniobra y control para la conexión y desconexión de circuitos. Estos

elementos son parte esencial de una subestación de seccionamiento,

también conocida como de paso.

Las tablas de esta sección muestran una síntesis del número de

subestaciones y sus transformadores asociados, así como, sus

respectivas capacidades máximas en MVA. A diciembre 2016, dichas

subestaciones estuvieron bajo la operación y mantenimiento de las

empresas que se muestran en las tablas y anexos en cuestión.

La información presentada se sujeta a la siguiente nomenclatura:

T = Transformador

A = Autotransformador

OA = Enfriamiento natural por aire

FA = Enfriamiento por aire forzado

FOA = Enfriamiento por aire y aceite forzado

Cabe mencionar que, la capacidad máxima de una subestación fue

determinada en base a la sumatoria de las capacidades máximas

individuales (por transformador), considerando el tipo de enfriamiento

(OA, FA y FOA).

TABLA No. 5: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES POR TIPO DE EMPRESA

Los datos expuestos en la tabla anterior se presentan de manera

porcentual en las siguientes gráficas. Los mismos sitúan a las empresas

distribuidoras con el mayor número de subestaciones y transformadores,

mientras que, la mayor capacidad instalada se encuentra en el SNT. Los

valores no incluyen capacidades de reserva.

FIG. No. 16: NÚMERO DE SUBESTACIONES POR TIPO DE EMPRESA

FIG. No. 17: NÚMERO DE TRANSFOMADORES POR TIPO DE EMPRESA

Tipo de EmpresaNúmero de

Subestaciones

Número de

Transformadores

Capacidad

Máxima (MVA)

Generadora 40 71 3.514,96

Autogeneradora 66 115 1.189,57

Transmisor 52 72 9.515,53

Distribuidora 393 501 7.206,99

Total 551 759 21.427,04

40 7%

66 12%

52 10%

393 71%

Generadora Autogeneradora Transmisor Distribuidora

71 9%

115 15%

72 10%

501 66%


24

FIG. No. 18: CAPACIDAD MÁXIMA POR TIPO DE EMPRESA (MVA)

Subestaciones y transformadores de las empresas

generadoras y autogeneradoras

La TABLA No. 6 y TABLA No. 7 presenta un resumen del ANEXO D.1 y

D.2, estas contienen información general de subestaciones de empresas

generadoras y autogeneradoras, respectivamente.

TABLA No. 6: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS GENERADORAS

TABLA No. 7: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS

Subestaciones y transformadores de CELEC EP –

Transelectric

Las subestaciones y sus transformadores asociados de CELEC –

Tanselectric registraron una capacidad máxima igual a 9.515,53 MVA,

además de 955,20 MVA correspondientes a reserva (no incluida en la

TABLA No. 8).

Al término del 2016 el número total de subestaciones (incluyendo las

móviles) fue de 48, las cuales corresponden en gran parte a las de tipo

reducción. A dichas subestaciones se registró un total de 72

transformadores asociados. Para mayores detalles remitirse al ANEXO

D.3.

Cabe mencionar que en algunas subestaciones, el nombre y

características de sus transformadores corresponden a un banco de

transformación.

TABLA No. 8: SUBESTACIONES DE ELEVACIÓN Y REDUCCIÓN Y SUS TRANSFORMADORES ASOCIADOS DELTRANSMISOR

3.514,96 16%

1.189,57 6%

9.515,53 44%

7.206,99 34%


EmpresaTipo de

Subestación

Número de

Subetaciones

Número de

Transformadores

Capacidad

Máxima (MVA)

CELEC-Electroguayas Elevación 4 11 731,50

CELEC-Gensur Elevación 1 1 25,00

CELEC-Hidroagoyán Elevación 3 6 505,00

CELEC-Hidroazogues Elevación 1 1 12,50

CELEC-Hidronación Elevación 2 5 357,00

CELEC-Termoesmeraldas Elevación 2 4 235,00

CELEC-Termogas Machala Elevación 1 4 386,00

CELEC-Termopichincha Elevación 2 6 140,00

Ecuagesa Elevación 1 1 35,00

Elecaustro Elevación 5 11 104,60

Electroquil Elevación 1 5 383,20

Elevación 2 2 30,50

Reducción 2 2 36,00

Total EMAAP-Q 4 4 66,50

Generoca Elevación 1 2 66,66

Hidrosibimbe Elevación 1 1 18,00

Hidrotambo Elevación 1 1 10,00

Hidrovictoria Elevación 1 1 12,00

Intervisa Trade Elevación 1 1 150,00

Termoguayas Elevación 1 5 239,50

Ulysseas Elevación 1 1 37,50

Total 35 71 3.514,96

EMAAP-Q

EmpresaTipo de

Subestación

Número de

Subetaciones

Número de

Transformadores

Capacidad

Máxima (MVA)



4 14 50,88

Andes Petro Elevación 1 7 108,00

Ecoelectric Elevación 1 1 6,25

Ecoluz Elevación 3 3 15,70


Reducción 1 1 8,67

2 2 40,27

Enermax Elevación 1 1 20,80

Hidroabanico Elevación 1 2 45,00

Hidrosanbartolo Elevación 1 1 56,00

Moderna Alimentos Reducción 1 3 1,64

Ocp Reducción 6 7 5,28

Perlabí Elevación 1 1 3,15



22 27 253,90



13 31 425,30

San Carlos Elevación 1 6 82,40

Sipec Elevación 2 2 8,00

Elevación 1 1 2,00


2 4 23,00

UNACEM Reducción 1 1 35,00

Vicunha Elevación 1 2 9,00

Total 64 115 1.189,57

Agip

Ecudos

Petroamazonas

Repsol

UCEM

25

Subestaciones y transformadores de empresas

distribuidoras

Las empresas de distribución de energía eléctrica, a nivel de

subtransmisión, presentaron una capacidad instalada máxima de

7.206,98 MVA. De los cuales, aproximadamente el 98 % corresponden a

subestaciones de reducción. Para detalles de las características de

subestaciones y transformadores remitirse al ANEXO D.4.

TABLA No. 9: SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES A NIVEL DE SUBTRANSMISIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Las distribuidoras de energía eléctrica, a nivel de media tensión, disponen

de transformadores de distribución, los cuales permiten reducir el nivel de

voltaje a valores de consumo domiciliarios o para aplicaciones

industriales. En la siguiente tabla se muestra el número de

transformadores monofásicos y trifásicos con su respectiva capacidad,

por empresa.

TABLA No. 10: TRANSFORMADORES A NIVEL DE MEDIA TENSIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

Subestaciones de seccionamiento por tipo de empresa

El número de subestaciones de seccionamiento de empresas

generadoras, autogeneradoras, distribuidoras y transmisor se muestran

en la TABLA No. 11.

TABLA No. 11: SUBESTACIONES DE SECCIONAMIENTO

Tipo de

Subestación

Número de

Subetaciones

Número de

Transformadores

Capacidad

Máxima (MVA)


Reducción 47 70 8.765,53

Total 48 72 9.515,53

EmpresaTipo de

Subestación

Número de

Subetaciones

Número de

Transformadores

Capacidad

Máxima (MVA)

CNEL-Bolívar Reducción 6 8 76,25

CNEL-El Oro Reducción 17 25 302,75

CNEL-Esmeraldas Reducción 13 16 169,55

CNEL-Guayaquil Reducción 39 55 1.296,00

Elevación 1 1 1,00


Total CNEL-Guayas Los Ríos 33 38 617,50



Total CNEL-Los Ríos 15 15 196,15

CNEL-Manabí Reducción 29 38 467,65

CNEL-Milagro Reducción 13 17 186,75

CNEL-Sta. Elena Reducción 23 24 234,25

CNEL-Sto. Domingo Reducción 18 22 217,75

CNEL-Sucumbíos Reducción 8 11 125,38

Elevación 2 3 9,76


Total CNEL-Ambato 19 28 331,51

E.E. Azogues Reducción 2 2 32,50

E.E. Centro Sur Reducción 14 24 480,00



Total E.E. Cotopaxi 14 19 134,66


Reducción 1 1 0,33

Total E.E. Galápagos 9 32 41,32



Total E.E. Norte 18 24 234,80


Reducción 43 58 1.743,35

Total E.E. Quito 45 60 1.761,84

Elevación 2 2 4,05


Total E.E. Riobamba 13 20 141,99

E.E. Sur Reducción 19 23 158,40

Total 367 501 7.206,99

E.E. Riobamba

CNEL-Los Ríos

CNEL-Guayas Los Ríos

E.E. Ambato

E.E. Cotopaxi

E.E. Galápagos

E.E. Norte

E.E. Quito

Monofásico # Trifásico # Total (MVA)

CNEL-Bolívar 4.845 178 67,88

CNEL-El Oro 13.618 1.098 581,31

CNEL-Esmeraldas 7.971 797 273,84

CNEL-Guayaquil 33.230 1.906 2.353,76

CNEL-Guayas Los Ríos 26.425 919 1.011,39

CNEL-Los Ríos 8.920 313 281,40

CNEL-Manabí 24.056 748 662,32

CNEL-Milagro 10.352 298 283,08

CNEL-Sta. Elena 8.028 337 322,87

CNEL-Sto. Domingo 19.743 878 397,49

CNEL-Sucumbíos 7.802 910 218,98

E.E. Ambato 11.352 2.290 351,98

E.E. Azogues 1.631 250 47,53

E.E. Centro Sur 17.578 3.979 674,79

E.E. Cotopaxi 7.088 1.260 227,11

E.E. Galápagos 718 136 28,97

E.E. Norte 13.146 2.331 412,88

E.E. Quito 23.366 15.204 2.553,00

E.E. Riobamba 11.562 743 243,82

E.E. Sur 15.830 825 293,10

Total 267.261 35.400 11.287,49

Transformadores de Distribución Empresa

26

Líneas de transmisión y subtransmisión

La TABLA No. 12 contiene una síntesis de la longitud de las líneas de

transmisión y subtransmisión que las empresas: generadoras,

autogeneradoras, transmisor y distribuidoras; registraron a finales del

2016.

TABLA No. 12: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISIÓN POR TIPO DE EMPRESA

(.) Circuito Simple, (..) Circuito Doble

Líneas de transmisión de empresas generadoras

Las empresas generadoras operaron líneas de transmisión a niveles de

voltaje tales como: 230, 138, 69, 22,8 y 13,8 kV. En la TABLA No. 13 y

ANEXO E.1. pueden verse los detalles.

Las empresas con mayor longitud de líneas fueron Hidronación y

EMAAP-Q. Mientras que en número están CELEC-Electroguayas y

Electroquil, con 4 líneas cada una.

TABLA No. 13: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRASMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS

Líneas de transmisión de empresas autogeneradoras

Los agentes autogeneradores operaron líneas a niveles de voltaje tales

como: 138; 69; 46; 34,5; 22; 13,2 y 6,3 kV. El número total fue de 39 líneas

de transmisión, con 580,11 km de longitud

La TABLA No. 14 muestra un claro predominio de las empresas

Petroamazonas y Repsol tanto en longitud como en número.

Para mayor información de las características de las líneas de

transmisión de las autogeneradoras remítase al ANEXO E.2.

TABLA No. 14: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRASMISIÓN DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS

Tipo Empresa Empresa Subestacion Nivel de Voltaje

Número de

Subestacione

s

CELEC-Enerjubones Minas San Francisco 230

CELEC-Hidroazogues Subestación Colectora 69

CELEC-Hidropaute Mazar 230

Ecuagesa Se Topo 138

Wildtecsa Sansau-Wildtecsa -

Hidroabanico S/E Hidroabanico 2 69

Petroamazonas SUBESTACION SACHA 4.16 KV 4,16

Subestación Borbón_2 69

Subestación El Salto 69

Subestación Winchele 69

Secc. Ciudad Celeste 69

Secc. Magro 69

Secc. Mocolí 69

CNEL-Los Ríos San Juan 69

CNEL-Manabí Taina 69

Corpanche 69

Gualaceo 22

Limón 13,8

Mendez 13,8

Laygua 69

San Juan 69

S/E 20 Sur 46

S/E 38 Norte 46

S/E 80 Cumbaya 46

S/E 82 Guangopolo Térmica 138

S/E 84 Guangopolo Hidráulica 46

S/E 86 Nayón 46

S/E 88 Pasochoa 46

Centro 13,8

El Empalme 69

San Ramon 22

Yanzatza 22

Zumba 22

Chongón 138

San Idelfonso 138

Yanacocha 138

Zhoray 230

Transmisora

5

2

26

4

CNEL-Esmeraldas


E.E. Centro Sur

E.E. Cotopaxi

E.E. Quito

E.E. Sur

CELEC-Transelectric

Distribuidora

Generadora

Autogeneradora

Tipo de Empresa Longitud (km)

Generador 5,00

Autogenerador 580,11

(.) 2580,77

(..) 2384,94

Distribuidor 4.919,07

Transmisor

Empresa Nivel de Voltaje Cantidad # Longitud (km)

69 3 1,92

138 1 0,50

Total CELEC-Electroguayas 4 2,42

CELEC-Gensur 69 1 3,20

CELEC-Hidroazogues 69 2 34,04

CELEC-Hidronación 138 2 133,00

CELEC-Hidropaute 230 1 2,51

CELEC-Termogas Machala 138 1 12,35

Ecuagesa 138 1 6,67

Elecaustro 69 1 41,00

69 2 20,30

138 1 13,90

Total Electroquil 3 34,20

EMAAP-Q 138 4 85,00

Generoca 69 1 0,30

Hidrosibimbe 69 1 14,00

Hidrotambo 69 1 26,50

Hidrovictoria 22,8 1 0,40

Intervisa Trade 138 1 0,60

Sansau 13,8 1 5,00

Termoguayas 230 1 5,70

Wildtecsa 13,8 1 5,00

Total 28 411,89

CELEC-Electroguayas

Electroquil

27

Líneas de transmisión de CELEC EP – Transelectric

Al término del año 2016, el agente transmisor , operó líneas a niveles de

voltaje de 500, 230 y 138 kV. A circuito simple se registró un total de 50

líneas con 2.580,76 km de longitud. A circuito doble se registró un total

de 30 líneas con 2.384,94 km.

TABLA No. 15: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SNT POR TIPO DE CIRCUITO Y NIVEL DE VOLTAJE

Más detalles sobre las características de las líneas en el ANEXO E.3.

Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras

Los agentes distribuidores operaron un total de 4.919,07 km de líneas de

subtransmisión, de los cuales, 2.884,84 km corresponden a las unidades

de negocio de CNEL EP y 2.034,23 km a las demás empresas eléctricas.

En base a la información de la TABLA No. 16, se puede apreciar que la

E.E. Sur registró la mayor longitud de líneas con 554,08 km.

TABLA No. 16: LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LOS AGENTES DISTRIBUIDORES

Elementos de compensación eléctrica

Con el fin de mantener los perfiles de voltaje en las barras del SNT de

acuerdo a las bandas de variación establecidas en la normativa vigente

para las diferentes condiciones de demanda he hidrología del SNI, tanto

en estado normal de operación como en condiciones de contingencia, el

SNT considera la instalación de compensación reactiva en distintos

puntos del sistema.

A diciembre de 2016 el SNT registró un total de 468 MVAr de equipos de

compensación capacitiva y 275 MVAr de compensación inductiva,

distribuidos en varias subestaciones.

TABLA No. 17: COMPENSACIÓN CAPACITIVA INSTALADA EN EL SNT

Empresa Nivel de Voltaje Cantidad # Longitud (km)

Agip 34,5 2 47,20

Agua y Gas de Sillunchi 6,3 2 3,75

Ecoelectric 69 1 0,10

22 1 5,66

46 1 29,19

Total Ecoluz 2 34,85

Ecudos 69 1 3,60

Enermax 69 1 29,70

Hidroabanico 69 1 11,50

Hidroimbabura 13,2 1 0,20

Hidrosanbartolo 138 1 9,86

Petroamazonas 69 10 213,00

Repsol 34,5 12 171,50

San Carlos 69 1 0,85

Sipec 34,5 1 31,00

22 1 17,00

69 1 1,00

Total Ecoluz 2 18,00

Vicunha 13,2 1 5,00

Total 39 580,11

UCEM

Ecoluz

Tipo de Circuito Nivel de Voltaje Número de Líneas # Estructuras Longitud (km)

138 29 3.755 1.341,68

230 17 2.200 975,29

500 4 560 263,80

Total Circuito Simple 50 6.515 2.580,77

138 15 2.324 791,47

230 15 3.157 1.593,47

Total Circuito Doble 30 5.481 2.384,94

Circuito Simple

Circuito Doble

Empresa Nivel de Voltaje Longitud (km)

CNEL-Bolívar 69 132,59

CNEL-El Oro 69 266,37

CNEL-Esmeraldas 69 359,55

CNEL-Guayaquil 69 255,04

CNEL-Guayas Los Ríos 69 390,83

CNEL-Los Ríos 69 178,70

CNEL-Manabí 69 486,15

CNEL-Milagro 69 216,90

CNEL-Sta. Elena 69 204,70

CNEL-Sto. Domingo 69 216,31

CNEL-Sucumbíos 69 177,70

E.E. Ambato 69 142,67

E.E. Azogues 69 26,88

22 28,25

69 269,09

Total E.E. Centro Sur 297,34

13,8 7,65

22 9,46

69 112,01

Total E.E. Cotopaxi 129,12

13,2 12,00

13,8 0,50

34,5 26,97

Total E.E. Galápagos 39,47

35 17,59

69 256,11

Total E.E. Norte 273,70

46 211,48

69 52,00

138 134,87

Total E.E. Quito 398,35

E.E. Riobamba 69 172,62

22 17,00

69 537,08

Total E.E. Sur 554,08

Total 4.919,07

E.E. Galápagos

E.E. Norte

E.E. Quito

E.E. Sur

E.E. Centro Sur

E.E. Cotopaxi

28

TABLA No. 18: COMPENSACIÓN INDUCTIVA INSTALADA EN EL SNT

Redes de medio voltaje

Las redes de distribución de medio voltaje transportan la energía eléctrica

desde las subestaciones de potencia hasta los transformadores de

distribución. Estos elementos están soportados por aisladores dispuestos

en crucetas de hormigón en instalaciones aéreas o por medio de ductos

en subterráneas.

Los niveles de media tensión que las empresas distribuidoras operaron

son: 4,16; 6,3; 13,2; 13,8; 22; 22,8 y 34,5 kV. La longitud total de redes

de medio voltaje registrada en el 2016 alcanzó un valor igual a 95.816,81

km, distribuidas en redes de tipo monofásica, bifásica y trifásica con

longitudes iguales a 68.154,31 km, 1.662,20 km y 26.000,30 km,

respectivamente.

TABLA No. 19: REDES DE MEDIO VOLTAJE DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

FIG. No. 19: LONGITUD DE REDES DE MEDIO VOLTAJE POR EMPRESA (km)

Nivel de VoltajeBancos de

Condensador

Capacidad

UnitariaCapacidad Total

kV No. MVAr MVAr

Santa Rosa 138 3 27 81

Santa Elena 69 1 12 12

Loja 69 1 12 12

Policentro 13,8 2 6 12

Machala 13,8 2 6 12

Milagro 13,8 1 18 18

Tulcán 13,8 1 3 3

Ibarra 13,8 2 6 12

Portoviejo 69 3 12 36

Pascuales 69 2 12 24

Pascuales 138 2 60 120

Esmeraldas 69 2 12 24

Caraguay 69 2 12 24

Dos Cerritos 69 2 12 24

Las Esclusas 138 1 30 30

Nueva Prosperina 69 1 12 12

Posorja 69 2 6 12

30 258 468

Subestación

Total

Nivel de Voltaje ReactoresCapacidad

UnitariaCapacidad Total

kV No. MVAr MVAr

Pascuales 13,8 2 10 20

Molino 13,8 2 10 20

Santa Rosa 13,8 2 10 20

Quevedo 13,8 1 10 10

Santo Domingo 13,8 1 10 10

Totoras 13,8 1 10 10

Riobamba 13,8 1 10 10

Pomasqui 230 1 25 25

El Inga 500 9 10 90

San Rafael 500 6 10 60

26 115 275

Subestación

Total

Nivel de

VoltajeMonofásico Bifásico Trifásico Total

(kV) (km) (km) (km) (km)

CNEL-Bolívar 13,8 2.214,62 2,67 769,66 2.986,95

13,2 735,94 0,27 214,97 951,18

13,8 2.372,31 13,27 1.513,13 3.898,71

13,2 492,97 0,68 183,79 677,44

13,8 2.377,78 14,09 1.081,63 3.473,50

CNEL-Guayaquil 13,8 1.133,72 197,48 1.083,64 2.414,84

CNEL-Guayas Los Ríos 13,8 5.439,22 414,68 1.582,11 7.436,01

CNEL-Los Ríos 13,8 2.380,64 29,45 754,15 3.164,25

CNEL-Manabí 13,8 5.641,94 254,45 1.288,89 7.185,29

CNEL-Milagro 13,8 2.734,53 56,22 877,13 3.667,88

13,2 16,47 0,89 43,88 61,24

13,8 972,70 64,13 969,10 2.005,93

13,8 5.923,91 48,32 1.001,35 6.973,58

34,5 1.356,18 12,24 217,29 1.585,71

CNEL-Sucumbíos 13,8 3.557,23 0,20 1.132,21 4.689,65

Total CNEL 37.350,17 1.109,03 12.712,94 51.172,15

E.E. Ambato 13,8 3.165,43 19,68 1.723,13 4.908,24

E.E. Azogues 22 557,70 - 211,57 769,27

6,3 - 0,59 52,22 52,81

13,8 1.200,59 7,32 419,43 1.627,34

22 5.244,09 22,89 2.182,44 7.449,42

E.E. Cotopaxi 13,8 2.864,34 13,64 995,47 3.873,45

13,2 120,91 - 25,71 146,62

13,8 80,50 0,24 41,16 121,90

E.E. Norte 13,8 4.047,52 38,31 1.567,33 5.653,16

6,3 0,00 87,44 782,20 869,64

13,8 1.206,86 75,48 274,01 1.556,34

22,8 3.222,40 173,56 2.593,48 5.989,45

4,16 3,52 - 9,92 13,44

13,8 3.189,53 71,34 640,07 3.900,94

13,8 4.321,20 39,77 1.224,38 5.585,35

22 1.579,55 2,91 544,84 2.127,30

Total Empresas Eléctricas 30.804,14 553,17 13.287,35 44.644,66

Total 68.154,31 1.662,20 26.000,30 95.816,81

CNEL-Esmeraldas

Empresa

CNEL-El Oro

E.E. Sur

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto. Domingo

E.E. Centro Sur

E.E. Galápagos

E.E. Quito

E.E. Riobamba

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2.0

67

2.4

15

2.9

87

3.1

64

3.6

68

4.1

51

4.6

90

4.8

50

7.1

85

7.4

36

8.5

59

9.1

30

8.4

15

7.7

13

5.6

53

4.9

08

3.9

14

3.8

73

76

9

26

9

29

Redes Secundarias

Las redes secundarias pueden adoptar configuraciones monofásicas,

bifásicas o trifásicas y se derivan a partir del secundario del transformador

de distribución. A nivel nacional la longitud total de las redes secundarias

alcanzaron los 89.695,57 km distribuidas de la siguiente manera:

75.388,86 km de red monofásica, 9.669,19 km de red bifásica y 4.637,52

km de red trifásica.

TABLA No. 20: REDES SECUNDARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRUIBUIDORAS

FIG. No. 20: LONGITUD DE REDES SECUNDARIAS POR EMPRESA (km)

Luminarias

Las empresas de distribución eléctrica cuentan con un total de 1.366.203

luminarias que corresponden a un aproximado de potencia instalada igual

a 218.362,93 MW.

TABLA No. 21: LUMINARIAS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

Monofásico Bifásico Trifásico Total

(km) (km) (km) (km)

CNEL-Bolívar 2.842,35 14,13 47,97 2.904,45

CNEL-El Oro 7.529,56 1,39 21,90 7.552,84

CNEL-Esmeraldas 2.364,17 15,95 43,07 2.423,18

CNEL-Guayaquil 252,77 2.809,36 32,17 3.094,30

CNEL-Guayas Los Ríos 4.592,98 18,05 29,45 4.640,48

CNEL-Los Ríos 1.791,97 2,07 11,68 1.805,72

CNEL-Manabí 4.920,24 7,23 27,27 4.954,74

CNEL-Milagro 1.791,00 5,88 0,50 1.797,38

CNEL-Sta. Elena 1.445,94 5,17 1,70 1.452,81

CNEL-Sto. Domingo 4.954,83 26,54 14,26 4.995,63

CNEL-Sucumbíos 4.104,46 4,32 69,48 4.178,26

E.E. Ambato 5.960,32 103,40 602,84 6.666,56

E.E. Azogues 1.219,24 30,59 70,93 1.320,75

E.E. Centro Sur 10.243,05 250,95 892,75 11.386,76

E.E. Cotopaxi 4.893,40 116,16 201,52 5.211,08

E.E. Galápagos 189,62 1,06 16,61 207,28

E.E. Norte 5.569,44 136,41 244,45 5.950,30

E.E. Quito 1.380,82 6.047,36 2.208,05 9.636,23

E.E. Riobamba 4.745,52 33,53 36,94 4.815,99

E.E. Sur 4.597,19 39,65 63,97 4.700,80

Total 75.388,86 9.669,19 4.637,52 89.695,57

Empresa -

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

1.4

53

1.7

97

1.8

06

2.4

23

2.9

04

3.0

94

4.1

78

4.6

40

4.9

55

4.9

96

7.5

53

11

.38

7

9.6

36

6.6

67

5.9

50

5.2

11

4.8

16

4.7

01

1.3

21

20

7

30

En base a la tabla anterior se determina que, por parte de las empresas

eléctricas, la E.E. Quito predomina tanto en potencia como en número.

Caso similar la Unidad de Negocio Guayaquil respecto a las unidades de

negocio de CNEL EP.

Medidores

Para el 2016, el número total de medidores asociados a clientes

regulados de las empresas distribuidoras fue de 4.907.495 . Además se

registró un total de 17.357 clientes sin medidor. El total de clientes con y

sin medidor fue de 4.924.852 tal como se aprecia en la tabla.siguiente.

Empresa Cantidad # Potencia (kW)

CNEL-Bolívar 15.273 3.158

CNEL-El Oro 82.153 14.738

CNEL-Esmeraldas 40.242 6.580

CNEL-Guayaquil 159.323 25.143

CNEL-Guayas Los Ríos 77.623 14.360

CNEL-Los Ríos 25.868 4.684

CNEL-Manabí 107.664 22.293

CNEL-Milagro 36.749 6.331

CNEL-Sta. Elena 32.751 5.017

CNEL-Sto. Domingo 56.027 8.026

CNEL-Sucumbíos 33.456 4.273

E.E. Ambato 91.182 12.641

E.E. Azogues 14.023 2.045

E.E. Centro Sur 115.560 19.822

E.E. Cotopaxi (9) 5.676

E.E. Galápagos 3.279 352

E.E. Norte 76.404 9.859

E.E. Quito 257.712 40.640

E.E. Riobamba 48.746 6.382

E.E. Sur 53.941 6.343

Total 1.327.967 218.363

31

TABLA No. 22: MEDIDORES DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS DISTRIBUIDORAS

Empresa Monofásicos Bifásicos Trifásicos Total Medidores Sin MedidorTotal Con y Sin

Medidor

CNEL-Bolívar 25.692 35.578 223 61.493 - 61.493

CNEL-El Oro 57.039 183.673 1.395 242.107 312 242.419

CNEL-Esmeraldas 39.732 84.477 1.202 125.411 1.246 126.657

CNEL-Guayaquil 51.376 623.769 8.046 683.191 3.119 686.310

CNEL-Guayas Los Ríos 69.579 249.071 3.184 321.834 3.385 325.219

CNEL-Los Ríos 41.808 78.952 661 121.421 6 121.427

CNEL-Manabí 79.028 208.974 1.401 289.403 24 289.427

CNEL-Milagro 36.055 103.173 729 139.957 23 139.980

CNEL-Sta. Elena 25.877 88.695 1.666 116.238 1.252 117.490

CNEL-Sto. Domingo 49.280 167.598 1.085 217.963 37 218.000

CNEL-Sucumbíos 35.550 54.578 3.219 93.347 232 93.579

E.E. Ambato 76.977 177.204 5.364 259.545 - 259.545

E.E. Azogues 16.548 19.024 743 36.315 147 36.462

E.E. Centro Sur 144.766 203.609 22.747 371.122 4.416 375.538

E.E. Cotopaxi 81.473 51.128 1.686 134.287 449 134.736

E.E. Galápagos 1.157 9.859 205 11.221 13 11.234

E.E. Norte 100.701 129.728 4.034 234.463 1.182 235.645

E.E. Quito 194.008 791.900 98.862 1.084.770 1.350 1.086.120

E.E. Riobamba 95.379 72.057 907 168.343 1 168.344

E.E. Sur 99.816 93.805 1.443 195.064 163 195.227

Total 1.321.841 3.426.852 158.802 4.907.495 17.357 4.924.852

32

Clientes

Los clientes finales de las empresas de distribución de energía eléctrica

se clasifican en dos grupos: clientes regulados y clientes no regulados.

La ARCONEL establece los tipos de tarifas que las empresas eléctricas

de distribución aplicarán a sus clientes regulados; además de los valores

de peajes de energía y potencia para el caso de los clientes no regulados.

A diciembre de 2016, el total de clientes de las distribuidoras fue de

4.924.967 de los cuales 4.924.852 corresponden a clientes regulados y

115 a clientes no regulados.

TABLA No. 23: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS Y NO REGULADOS DE LAS DISTRIBUIDORAS

El tipo de cliente alumbrado público (SAPG) se asocia a un suministro o

equipo de medición. Dichos suministros son considerados como un

cliente más dentro del sistema comercial de las empresas distribuidoras.

Cabe mencionar que dentro del grupo de consumo “Otros”, de manera

general, se consideran las siguientes tarifas: Abonados Especiales,

Asistencia Social, Autoconsumo, Beneficio Público, Bombeo de Agua,

Culto Religioso, Entidades Oficiales, Escenarios Deportivos, Estacionales

y Ocasionales, Otros con Demanda, Servicio Comunitario, Vehículos

Eléctricos con Demanda Horaria.

La CNEL EP representó aproximadamente el 49 % de los clientes

regulados a nivel nacional. Por su lado, las empresas eléctricas el 51 %.

En la siguiente figura se aprecia que, el sector residencial es el más

representativo en lo concerniente a clientes regulados, ya que, constituyó

el 88 % del número total de clientes a nivel nacional, aproximadamente.

En el resto de grupos de consumos se destaca el sector comercial con

una participación también aproximada del 10 %.

FIG. No. 21: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO

La siguiente tabla, presenta el número de clientes regulados por el pliego

tarifario vigente, los cuales han sido desagregados a nivel de provincia.

Esto permite apreciar de mejor manera la cantidad de usuarios con

servicio eléctrico por provincia y tipo de cliente.

TABLA No. 24: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA

Residencial Comercial IndustrialAlumbrado

PúblicoOtros

CNEL-Bolívar 57.228 2.713 115 1 1.436 61.493 - 61.493

CNEL-El Oro 213.010 23.824 1.858 1 3.726 242.419 2 242.421

CNEL-Esmeraldas 114.284 9.297 469 1 2.606 126.657 3 126.660

CNEL-Guayaquil 601.385 77.657 2.432 1 4.835 686.310 22 686.332

CNEL-Guayas Los Ríos 301.039 18.320 802 1 5.057 325.219 4 325.223

CNEL-Los Ríos 112.046 7.226 419 1 1.735 121.427 1 121.428

CNEL-Manabí 270.661 14.596 120 1 4.049 289.427 7 289.434

CNEL-Milagro 125.159 13.159 154 1 1.507 139.980 4 139.984

CNEL-Sta. Elena 106.121 9.076 211 118 1.964 117.490 2 117.492

CNEL-Sto. Domingo 191.549 23.298 235 1 2.917 218.000 3 218.003

CNEL-Sucumbíos 78.716 11.659 575 214 2.415 93.579 - 93.579

Total CNEL EP 2.171.198 210.825 7.390 341 32.247 2.422.001 48 2.422.049

E.E. Ambato 222.857 25.233 6.556 1 4.898 259.545 5 259.550

E.E. Azogues 32.977 2.257 485 - 743 36.462 - 36.462

E.E. Centro Sur 331.433 32.480 6.081 1 5.543 375.538 6 375.544

E.E. Cotopaxi 117.493 10.365 4.477 1 2.400 134.736 3 134.739

E.E. Galápagos 8.825 1.834 178 28 369 11.234 - 11.234

E.E. Norte 204.970 23.325 3.039 14 4.297 235.645 6 235.651

E.E. Quito 925.778 130.419 14.030 117 15.776 1.086.120 43 1.086.163

E.E. Riobamba 147.361 16.959 811 1 3.212 168.344 3 168.347

E.E. Sur 171.022 16.345 1.520 - 6.340 195.227 1 195.228

Total Empresas Eléctricas 2.162.716 259.217 37.177 163 43.578 2.502.851 67 2.502.918

Total 4.333.914 470.042 44.567 504 75.825 4.924.852 115 4.924.967

Clientes ReguladosTotal

ReguladosEmpresa

Total No

ReguadosTotal

4.333.914 88,00%

470.042 9,54%

44.567 0,90%

504 0,01%

75.825 1,54%

Residencial Comercial Industrial Alumbrado Público Otros

33

La denominación “Zonas No Delimitadas” hace referencia a zonas donde

los límites político administrativos no están definidos, éstas representan

el 0,10 % del total de clientes regulados del país. La FIG. No. 22

esquematiza el total de clientes por provincia. La misma muestra que, las

provincias de Pichincha y Guayas acogen la mayor cantidad de clientes.

FIG. No. 22: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS POR PROVINCIA

Provincia Residencial Comercial IndustrialAlumbrado

PúblicoOtros Total

Azuay 261.223 25.947 5.429 1 4.012 296.612

Bolívar 57.802 2.789 115 1 1.454 62.161

Cañar 80.484 6.391 911 - 1.400 89.186

Carchi 48.642 5.710 285 1 1.081 55.719

Chimborazo 150.633 17.255 812 1 3.249 171.950

Cotopaxi 118.902 10.423 4.483 1 2.438 136.247

El Oro 195.895 22.361 1.646 1 3.372 223.275

Esmeraldas 120.259 9.594 468 1 2.687 133.009

Galápagos 8.825 1.834 178 28 369 11.234

Guayas 975.883 106.345 3.247 68 10.795 1.096.338

Imbabura 127.771 13.805 1.878 13 2.596 146.063

Loja 141.819 13.176 1.159 - 4.874 161.028

Los Ríos 192.480 13.038 608 1 2.849 208.976

Manabí 317.105 18.166 148 1 4.953 340.373

Morona Santiago 37.370 3.801 548 - 1.423 43.142

Napo 25.856 3.192 384 - 1.191 30.623

Orellana 34.667 4.590 287 89 1.036 40.669

Pastaza 20.197 4.141 568 - 769 25.675

Pichincha 955.480 134.469 14.837 117 16.404 1.121.307

Santa Elena 84.033 7.016 180 53 1.581 92.863

Santo Domingo De

Los Tsáchilas126.087 17.975 193 1 1.563 145.819

Sucumbíos 44.868 7.105 297 125 1.437 53.832

Tungurahua 177.427 18.034 5.592 1 2.895 203.949

Zamora Chinchipe 25.555 2.545 312 - 1.301 29.713

Zonas No Delimitadas 4.651 340 2 - 96 5.089

Total 4.333.914 470.042 44.567 504 75.825 4.924.852

1.1

21

.30

7

1.0

96

.33

8

34

0.3

73

29

6.6

12

22

3.2

75

20

8.9

76

20

3.9

49

17

1.9

50

16

1.0

28

14

6.0

63

14

5.8

19

13

6.2

47

13

3.0

09

92

.86

3

89

.18

6

62

.16

1

55

.71

9

53

.83

2

43

.14

2

40

.66

9

30

.62

3

29

.71

3

25

.67

5

11

.23

4

5.0

89

34

En la siguiente figura se muestra el porcentaje de clientes de las

empresas distribuidoras clasificados por región. Las regiones Sierra y

Costa disponen de la mayor cantidad de clientes, mientras que, la región

Insular tiene un aproximado de 0,23 % de usuarios.

FIG. No. 23: PORCENTAJE DE CLIENTES REGULADOS POR REGIÓN

Personal de las empresas

En la siguiente figura se presenta el número de trabajadores por grupo

de empresa: generadoras, autogeneradoras y distribuidoras las cuales

registran 3.789 , 911 y 11.533 trabajadores, respectivamente.

En las siguientes tablas se muestra el número del personal que labora en

las empresas generadoras, autogeneradoras y distribuidoras

TABLA No. 25: PERSONAL DE LAS EMPRESAS GENERADORAS

0,23 %

42,54 %

52,59 %

4,54 %

Zonas no

delimitadas

0,10 %

35

Empresa Empleados #

Altgenotec 1

Brineforcorp 13

CELEC-Coca Codo Sinclair 168

CELEC-Electroguayas 452

CELEC-Gensur 19

CELEC-Hidroagoyán 186

CELEC-Hidroazogues 10

CELEC-Hidronación 214

CELEC-Hidropaute 323

CELEC-Termoesmeraldas 522

CELEC-Termogas Machala 153

CELEC-Termopichincha 515

Ecuagesa 32

Elecaustro 159

Electrisol 3

Electroquil 41

EMAAP-Q 117

Enersol 4

Epfotovoltaica 3

Gasgreen 11

Generoca 39

Genrenotec 1

Gonzanergy 1

Gransolar 26

Hidrosibimbe 59

Hidrotambo 22

Hidrovictoria 3

Intervisa Trade 1

Lojaenergy 1

Renova Loja 1

Sabiangosolar 1

San Pedro 1

Sanersol 1

Sansau 4

Saracaysol 1

Solchacras 1

Solhuaqui 1

Solsantonio 1

Solsantros 1

Surenergy 1

Termoguayas 670

Valsolar 3

Wildtecsa 3

Total 3.789

36

TABLA No. 26: PERSONAL DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS

TABLA No. 27: PERSONAL DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Empresa Empleados #

Agip 18

Agua y Gas de Sillunchi 15

Andes Petro 24

Consejo Provincial De Tungurahua 1

Ecoelectric 52

Ecoluz 20

Ecudos 14

Electrocordova 7

Enermax 56

Hidroabanico 29

Hidroimbabura 6

Hidrosanbartolo 40

I.M. Mejía 17

Moderna Alimentos 4

Municipio Cantón Espejo 7

Ocp 25

Orion 4

Perlabí 10

Petroamazonas 401

Repsol 83

San Carlos 15

SERMAA EP 11

Sipec 2

Tecpetrol 4

UCEM 10

UNACEM 20

Vicunha 16

Total 911

Empresa Empleados #

CNEL-Bolívar 185

CNEL-El Oro 618

CNEL-Esmeraldas 407

CNEL-Guayaquil 1.770

CNEL-Guayas Los Ríos 807

CNEL-Los Ríos 367

CNEL-Manabí 775

CNEL-Milagro 364

CNEL-Sta. Elena 479

CNEL-Sto. Domingo 482

CNEL-Sucumbíos 371

E.E. Ambato 345

E.E. Azogues 146

E.E. Centro Sur 571

E.E. Cotopaxi 391

E.E. Galápagos 129

E.E. Norte 602

E.E. Quito 1.771

E.E. Riobamba 464

E.E. Sur 489

Total 11.533

37

Transacciones del sector

eléctrico ecuatoriano

Energía producida

La generación de energía eléctrica en el Ecuador se basa en el aporte

proveniente de centrales hidroeléctricas, termoeléctricas, eólicas y

fotovoltaicas. Dentro de esta clasificación participan las empresas

generadoras, autogeneradoras, sistemas no incorporados e

interconexiones con otros países. Según la información recopilada por la

ARCONEL se estableció en la TABLA No. 28 que la producción de

electricidad del 2016 correspondió en un 57,59 % a las centrales

hidráulicas, 40,15 % a las centrales termoeléctricas, 1,76 % a la

generación con biomasa, 0,31 % a las centrales eólicas, 0,05% a

centrales con biogás y un 0,14 % a las centrales fotovoltaicas.

Producción de energía y consumo de combustibles

En el 2016 la demanda de energía sin interconexiones fue de 27.070,88

GWh, de los cuales el 86,58 % corresponde a la energía del S.N.I., es

decir 23.436,81 GWh, y el 13,42 % corresponde a la energía de los

sistemas no incorporados 3.634,07 MW. En la FIG. No. 24, se presenta

el aporte de energía bruta por tipo de central.

FIG. No. 24: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR SISTEMA,

TIPO DE EMPRESA Y TIPO DE CENTRAL

Los valores desagregados de energía bruta en GWh y porcentajes de

participación por tipo de central disponible en el país, se reflejan en la

FIG. No. 25.

FIG. No. 25: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA POR TIPO DE CENTRAL EN GWh

Los valores presentados en la FIG. No. 26, muestran que del total de

energía bruta distribuida a nivel nacional el 59,85 % corresponde a

energía producida por fuentes renovables y el 40,15 % a energía de

fuentes no renovables.

FIG. No. 26: PRODUCCIÓN BRUTA POR TIPO DE ENERGÍA

-

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

12.000,00

14.000,00

Eólica Hidráulica FV Térmica Biogas Hidráulica Térmica Eólica FV Biomasa Hidráulica Térmica


S.N.I. 78,02 14.320,56 35,81 6.752,05 13,28 525,59 337,24 476,52 725,99 171,77

No Incorporado 1,31 0,37 200,13 12,80 13,98 4,63 2,94 4,39 3.393,52

GWh

Hidráulica15.589,69 57,58%

Eólica83,96

0,31%

Solar38,75

0,14%

Biogás13,28

0,05%

Biomasa476,52 1,76%

MCI6.303,52 23,28%

Turbogas2.762,20 10,20%

Turbovapor1.804,70 6,67%

Otros10.870,42 40,15%

Hidráulica Eólica Solar Biogás Biomasa MCI Turbogas Turbovapor

Renovable16.202,20 59,85%

No Renovable10.868,68 40,15%

Renovable No Renovable

38

En las siguientes figuras se presenta la composición de las energías

renovable y no renovable; en la renovable se visualiza que la energía de

centrales hidroeléctricas representó el 96,22% con 15.589,69 GWh,

mientras que en la energía no renovable la generación proveniente de

centrales con motores de combustión interna representó el 58 % con

6.303,52 GWh.

FIG. No. 27: Composición de la energía renovable

FIG. No. 28: Composición de la energía no renovable

En la TABLA No. 28 y las siguientes figuras se muestran las cifras de

oferta mensual de energía durante el 2016. A nivel de empresas

generadoras la energía hidroeléctrica fue la más representativa con

14.320,92 GWh, mientras que para empresas autogeneradoras

predomina la energía termoeléctrica con 3.565,28 GWh. En bornes las

empresas generadoras son las de mayor aporte al sistema eléctrico

ecuatoriano, para el 2016 se registraron 21.401,52 GWh. Por su parte,

las empresas distribuidoras generaron 897,18 GWh y, finalmente, la

contribución de autogeneradores fue de 4.772,19 GWh.

Hidráulica15.589,69 96,22%

Eólica83,96

0,52%

Fotovoltaica38,75

0,24%

Biogás13,28

0,08%Biomasa

476,52 2,94%

Hidráulica Eólica Fotovoltaica Biogás Biomasa

MCI6.303,52 57,99%

Turbogas2.762,20 25,41%

Turbovapor1.804,70 16,60%

MCI Turbogas Turbovapor

39

TABLA No. 28: PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA POR TIPO DE EMPRESA (GWh)

FIG. No. 29: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS

GENERADORAS (GWh)

FIG. No. 30: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (GWh)

FIG. No. 31: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (GWh)

La oferta mensual de energía eléctrica en el Sistema Nacional

Interconectado (S.N.I.), se puede apreciar en la FIG. No. 32. La energía

renovable representó 16.175,76 GWh y la no renovable 7.261,05 GWh.

FIG. No. 32: OFERTA MENSUAL DE ENERGÍA EN EL S.N.I. (GWh)

Del total de energía disponible ( 26.609,81 GWh), el 84,46 % fue

entregado al servicio público y el 15,54 % al servicio no público, tal como

se explica en la FIG. No. 33.

Los datos presentados reflejan que las empresas generadoras son las

que más aportan al servicio público, en tanto que la producción de las

autogeneradoras está destinada al servicio no público.

Tipo Empresa Mes Hidráulica Biomasa Eólica Térmica Fotovoltaica Biogás Total

Ene 765,81 - 3,68 986,15 3,07 - 1.758,72

Feb 839,34 - 6,52 846,17 2,62 1,08 1.695,72

Mar 1.192,63 - 5,35 800,75 2,84 1,01 2.002,58

Abr 1.259,47 - 5,02 530,72 2,91 1,26 1.799,38

May 1.251,52 - 7,55 436,72 3,22 1,29 1.700,31

Jun 1.392,28 - 9,00 423,69 2,79 1,22 1.828,98

Jul 1.418,22 - 10,11 352,39 2,73 1,23 1.784,68

Ago 1.414,90 - 10,79 380,85 3,22 1,71 1.811,47

Sep 1.346,67 - 9,25 380,51 2,97 0,96 1.740,36

Oct 1.244,62 - 5,44 512,89 3,04 1,14 1.767,12

Nov 1.104,73 - 3,67 591,24 3,33 1,13 1.704,10

Dic 1.090,72 - 2,95 710,09 3,09 1,24 1.808,08

14.320,92 - 79,33 6.952,18 35,81 13,28 21.401,52

Ene 39,39 - 0,37 81,59 0,22 - 121,57

Feb 38,06 - 0,20 45,15 0,24 - 83,65

Mar 54,26 - 0,07 34,80 0,27 - 89,39

Abr 63,19 - 0,17 25,59 0,26 - 89,20

May 60,27 - 0,34 17,14 0,23 - 77,97

Jun 53,69 - 0,40 7,51 0,21 - 61,81

Jul 46,46 - 0,44 1,36 0,20 - 48,47

Ago 38,75 - 0,51 7,44 0,23 - 46,93

Sep 38,49 - 0,48 9,28 0,23 - 48,48

Oct 40,66 - 0,60 12,56 0,29 - 54,10

Nov 30,60 - 0,55 46,54 0,28 - 77,98

Dic 34,57 - 0,51 62,26 0,28 - 97,62

538,39 - 4,63 351,22 2,94 - 897,18

Ene 78,11 11,74 - 277,78 - - 367,62

Feb 72,81 - - 250,86 - - 323,67

Mar 76,53 - - 268,28 - - 344,80

Abr 58,65 - - 285,95 - - 344,60

May 62,35 - - 290,36 - - 352,71

Jun 57,78 32,85 - 292,09 - - 382,73

Jul 47,84 71,40 - 311,37 - - 430,61

Ago 41,91 73,80 - 309,85 - - 425,56

Sep 52,25 75,27 - 312,73 - - 440,25

Oct 52,38 76,44 - 326,81 - - 455,63

Nov 55,42 73,92 - 316,11 - - 445,46

Dic 74,35 61,11 - 323,08 - - 458,54

730,38 476,52 - 3.565,28 - - 4.772,19

15.589,69 476,52 83,96 10.868,68 38,75 13,28 27.070,88

Total Autogeneradora

Total

Generadora

Distribuidora

Autogeneradora

Total Generadora

Total Distribuidora

1.758,72

1.695,72

2.002,58

1.799,38

1.700,31

1.828,98

1.784,68

1.811,47

1.740,36

1.767,12

1.704,10

1.808,08

1.650,00

1.700,00

1.750,00

1.800,00

1.850,00

1.900,00

1.950,00

2.000,00

2.050,00

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GW

h

Generadora Total

121,57

83,65

89,39 89,20

77,97

61,81

48,47 46,93 48,48

54,10

77,98

97,62

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

130,00


GW

h

Distribuidora Total

367,62

323,67

344,80 344,60

352,71

382,73

430,61 425,56

440,25

455,63

445,46

458,54

300,00

320,00

340,00

360,00

380,00

400,00

420,00

440,00

460,00


GW

h

Autogeneradora Total


No renovable 1.064,86 886,22 832,92 551,55 449,43 426,50 352,00 386,49 386,63 523,18 635,64 765,62

Renovable 900,37 958,92 1.331,41 1.388,81 1.384,22 1.547,47 1.596,36 1.583,37 1.524,46 1.422,27 1.271,61 1.266,50

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

40

FIG. No. 33: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO Y

NO PÚBLICO POR TIPO DE EMPRESA (GWh)

El total de energía disponible generada, tanto para servicio público como

no público, se encuentra explicado en la FIG. No. 34, para servicio

público se destinaron 22.473,70 GWh y para servicio no público 4.136,11

GWh.

FIG. No. 34: ENERGÍA DISPONIBLE PARA SERVICIO PÚBLICO Y

NO PÚBLICO (GWh)

Las centrales de generación térmica utilizan como fuente de energía

primaria diferentes tipos de combustible, especialmente aquellos

derivados del petróleo. En la TABLA No. 29 se presenta la información

por tipo de empresa, se visualiza que los combustibles más usados

fueron diesel y fuel oíl.

TABLA No. 29: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR TIPO DE

EMPRESA

En la TABLA No. 30 se muestran los totales de los diferentes tipos de

combustible. En esta se utiliza el concepto de TEP (Toneladas

Equivalentes de Petróleo) que evidencia la cantidad de combustible

utilizado en los procesos de generación termoeléctrica.

TABLA No. 30: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES EN TEP

El consumo total de combustibles en TEP del S.N.I. y de los sistemas no

incorporados se explica en la FIG. No. 35.


Energía Disponible 21.076,48 886,62 4.646,71

Servicio Público 20.996,61 886,62 590,47

Servicio No Público 79,87 - 4.056,24

-

5.000,00

10.000,00

15.000,00

20.000,00

25.000,00

GWh

22.473,70

4.136,11

Energía para servicio público Energía para servicio no público

Tipo de EmpresaFuel Oil

(Mgal)

Diesel

(Mgal)

Nafta

(gal)

Gas

Natural

(kpc x 106)

Residuo

(Mgal)

Crudo

(Mgal)

GLP

(Mgal)

Bagazo

de caña

(kt)

Biogás

(km³)

Generadora 230,14 81,51 - 16,15 39,07 2,50 - - 283,89

Distribuidora 18,59 10,46 - - - - - - -

Autogeneradora 1,23 93,31 6,00 10,03 10,51 97,87 8,30 1.542,81 -

Total 249,95 185,28 6,00 26,18 49,58 100,37 8,30 1.542,81 283,89

Cantidad Unidades

249,95 millones de galones de Fuel Oil 1 galón = 0,003404736 851026,51

185,28 millones de galones de Diesel 1 galón = 0,003302303 611846,08

6,00 galones de nafta 1 galón = 0,002907111 0,02

26,18 kpc x 106 de Gas Natural 1 kpc = 0,022278869 583213,73

49,58 millones de galones de Residuo 1 galón = 0,003302303 163726,41

100,37 millones de galones de Crudo 1 galón = 0,003404736 341734,99

8,30 millones de galones de GLP 1 galón = 0,002214202 18379,64

1.542,81 miles de toneladas de Bagazo de Caña 1 tonelada = 0,181997480 280788,24

283,89 km³ de biogás 1 m³ biogás = 0,000549985 156,14

2.850.871,75

Combustibles

Equivalencias (TEP) * Total (TEP)

* Fuente: OLADE, SIEE

Total

41

FIG. No. 35: CONSUMO TOTAL DE COMBUSTIBLES (TEP)

Producción de energía en el sector eléctrico

ecuatoriano.

La producción de cada una de las empresas del sector eléctrico se refleja

en la TABLA No. 31. En esta se detalla la energía bruta y entregada tanto

para servicio público, como no público. La generadora que realizó el

mayor aporte fue CELEC EP-Hidropaute (centrales Paute, Sopladora y

Mazar) con el 30,63 %.

Para el caso de la energía entregada para servicio no público, las

empresas petroleras debido a sus procesos de producción son las de

mayor participación en este tipo de servicio.

TABLA No. 31: ENERGÍA BRUTA Y ENTREGADA PARA SERVICIO

PÚBLICO Y NO PÚBLICO POR LOS AGENTES DEL SECTOR

ELÉCTRICO

-

100.000,00

200.000,00

300.000,00

400.000,00

500.000,00

600.000,00

700.000,00

800.000,00

S.N.I No Inc.

Fuel Oil 846.853,00 4.372,88

Gas Natural 359.748,02 223.465,74

Bagazo 280.788,24

Diesel 277.770,61 336.480,61

Residuo 143.142,38 20.583,87

Crudo 6.883,60 334.851,79

Biogás 156,14

GLP 16.990,07

Nafta 0,02

TEP

Tipo de Empresa Empresa

Energía

Bruta

(GWh)

Consumo

Total de

Auxiliares

(GWh)

Energía

Disponible

(GWh)

Energía

Entregada

para

Servicio

Público

(GWh)

Energía

Entregada

para

Servicio No

Público

(GWh)

Altgenotec 1,11 0,01 1,10 1,10 -

Brineforcorp 1,21 0,01 1,19 1,19 -

CELEC-Coca Codo Sinclair 3.019,67 - 3.019,67 3.019,67 -

CELEC-Electroguayas 2.017,98 105,40 1.912,58 1.912,58 -

CELEC-Gensur 78,02 1,29 76,73 76,73 -

CELEC-Hidroagoyán 2.436,28 22,54 2.413,73 2.413,73 -

CELEC-Hidroazogues 6,26 0,04 6,22 6,22 -

CELEC-Hidronación 1.224,90 15,19 1.209,72 1.209,72 -

CELEC-Hidropaute 6.910,98 26,91 6.884,07 6.884,07 -

CELEC-Termoesmeraldas 1.426,80 56,30 1.370,50 1.370,50 -

CELEC-Termogas Machala 1.470,41 31,00 1.439,41 1.439,41 -

CELEC-Termopichincha 1.091,71 36,23 1.055,48 1.055,48 -

Ecuagesa 36,73 0,57 36,16 36,16 -

Elecaustro 436,53 8,54 427,99 427,99 -

Electrisol 1,65 0,09 1,56 1,56 -

Electroquil 241,42 9,67 231,75 231,75 -

EMAAP-Q 170,39 0,50 169,89 91,51 78,38

Enersol 0,67 0,04 0,63 0,63 -

Eolicsa 1,31 - 1,31 1,31 -

Epfotovoltaica 3,06 0,03 3,04 3,04 -

Gasgreen 13,28 0,40 12,88 12,88 -

Generoca 89,90 4,67 85,23 85,23 -

Genrenotec 1,12 0,01 1,11 1,11 -

Gonzanergy 1,71 - 1,71 1,71 -

Gransolar 5,93 - 5,93 5,93 -

Hidrosibimbe 99,80 - 99,80 98,30 1,49

Hidrotambo 32,04 - 32,04 32,04 -

Hidrovictoria 2,56 0,01 2,55 2,55 -

Intervisa Trade 126,58 5,57 121,01 121,01 -

Lojaenergy 1,57 - 1,57 1,57 -

Renova Loja 1,38 - 1,38 1,38 -

Sabiangosolar 1,32 - 1,32 1,32 -

San Pedro 1,71 - 1,71 1,71 -

Sanersol 1,32 - 1,32 1,32 -

Sansau 1,31 0,00 1,30 1,30 -

Saracaysol 1,35 - 1,35 1,35 -

Solchacras 1,24 - 1,24 1,24 -

Solhuaqui 1,25 - 1,25 1,25 -

Solsantonio 1,27 - 1,27 1,27 -

Solsantros 1,35 - 1,35 1,35 -

Surenergy 1,47 - 1,47 1,47 -

Termoguayas 432,17 - 432,17 432,17 -

Valsolar 1,51 0,02 1,49 1,49 -

Wildtecsa 1,31 0,00 1,31 1,31 -

21.401,52 325,04 21.076,48 20.996,61 79,87

CNEL-Guayaquil 219,72 3,71 216,01 216,01 -

E.E. Ambato 11,96 0,01 11,96 11,96 -

E.E. Centro Sur 0,73 0,00 0,73 0,73 -

E.E. Cotopaxi 57,28 0,06 57,22 57,22 -

E.E. Galápagos 20,83 1,05 19,78 19,78 -

E.E. Norte 52,02 - 52,02 52,02 -

E.E. Quito 413,35 5,12 408,24 408,24 -

E.E. Riobamba 97,41 0,13 97,29 97,29 -

E.E. Sur 23,87 0,49 23,38 23,38 -

897,18 10,55 886,62 886,62 -

Agip 215,32 5,81 209,51 0,00 209,51

Agua y Gas de Sillunchi 1,44 - 1,44 0,06 1,38

Andes Petro 471,48 6,52 464,96 0,01 464,95

CP Tungurahua 0,20 - 0,20 0,20 -

Ecoelectric 129,32 9,25 120,08 66,96 53,12

Ecoluz 46,07 0,63 45,45 26,76 18,69

Ecudos 105,40 - 105,40 52,88 52,52

Electrocordova 1,30 - 1,30 0,07 1,22

Enermax 90,28 (0,01) 90,28 55,50 34,78

Hidroabanico 319,70 0,00 319,70 56,17 263,53

Hidroimbabura 1,95 - 1,95 1,95 -

Hidrosanbartolo 204,09 0,10 203,99 151,48 52,51

I.M. Mejía 2,37 - 2,37 2,37 -

Moderna Alimentos 7,24 5,67 1,57 1,57 -

Municipio Cantón Espejo 1,03 - 1,03 1,03 -

Ocp 17,81 1,82 15,99 1,36 14,62

Orion 7,08 0,37 6,71 0,00 6,71

Perlabí 7,57 0,04 7,53 0,00 7,53

Petroamazonas 1.813,09 38,40 1.774,69 - 1.774,69

Repsol 777,81 17,42 760,39 0,00 760,39

Río Napo 22,89 - 22,89 2,23 20,66

San Carlos 241,79 25,31 216,48 146,84 69,64

SERMAA EP 4,67 - 4,67 4,62 0,05

Sipec 38,22 2,29 35,93 0,00 35,93

Tecpetrol 29,80 0,02 29,78 0,00 29,78

UCEM 4,40 - 4,40 1,24 3,16

UNACEM 171,77 9,70 162,07 16,85 145,22

Vicunha 38,09 2,14 35,95 0,31 35,63

4.772,19 125,47 4.646,71 590,47 4.056,24

27.070,88 461,07 26.609,81 22.473,70 4.136,11

Generadora

Distribuidora

Autogeneradora

TOTAL

Total Generadora

Total Distribuidora


42

En la siguiente figura se presenta la energía disponible por tipo de

empresa, las generadoras aportan el 79,21 % que representó 21.076,48

GWh, las distribuidoras con generación el 3,33 % que representó 886,62

GWh y las empresas autogeneradoras el 17,46 % que representó

4.646,71 GWh.

FIG. No. 36: ENERGÍA DISPONIBLE POR TIPO DE EMPRESA

En la siguiente figura se presenta la energía entregada para servicio

público, las generadoras aportan el 93,43 % que representó 20.996,61

GWh, las distribuidoras con generación el 3,95 % que representó 886,62

GWh y las empresas autogeneradoras el 2,63 % que representó 590,47

GWh.

FIG. No. 37: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO

En la siguiente figura se presenta la energía entregada para servicio no

público, las generadoras aportan el 1,93 % que representó 79,87 GWh y

las empresas autogeneradoras el 98,07 % que representó 4.056,24

GWh.

FIG. No. 38: ENERGÍA ENTREGADA PARA NO PÚBLICO

Los valores de energía disponible, entregada para servicio público y no

público, por tipo de tecnología y empresa, se pueden revisar en las

siguientes tablas.

21.076,48 79,21%

886,62 3,33%

4.646,71 17,46%

Generadora

Distribuidora

Autogeneradora

20.996,61 93,43%

886,62 3,95%

590,47 2,63%

Generadora

Distribuidora

Autogeneradora

79,87 1,93%

4.056,24 98,07%

Generadora

Autogeneradora

43

TABLA No. 32: ENERGÍA ENTREGADA PARA SERVICIO PÚBLICO

Y NO PÚBLICO, POR TIPO DE ENERGÍA 1/3



Tipo de Energía TipoEmpresa Empresa

Energía Entregada

Servicio Público

(MWh)

Energía Entregada

para Servicio No

Público

(MWh)

CELEC-Gensur 76.731,13 -

Eolicsa 1.310,12 -

78.041,25 -

Distribuidora E.E. Galápagos 3.997,98 -

3.997,98 -

82.039,23 -

Altgenotec 1.103,38 -

Brineforcorp 1.191,49 -

Electrisol 1.564,09 -

Enersol 632,57 -

Epfotovoltaica 3.039,04 -

Genrenotec 1.109,72 -

Gonzanergy 1.707,42 -

Gransolar 5.930,81 -

Lojaenergy 1.566,30 -

Renova Loja 1.380,89 -

Sabiangosolar 1.319,52 -

San Pedro 1.710,19 -

Sanersol 1.324,19 -

Sansau 1.300,49 -

Saracaysol 1.349,47 -

Solchacras 1.235,29 -

Solhuaqui 1.245,51 -

Solsantonio 1.266,70 -

Solsantros 1.346,03 -

Surenergy 1.465,58 -

Valsolar 1.494,15 -

Wildtecsa 1.308,72 -

35.591,55 -

E.E. Centro Sur 726,18 -

E.E. Galápagos 2.076,15 -

2.802,33 -

38.393,88 -

CELEC-Coca Codo Sinclair 3.019.666,62 -

CELEC-Hidroagoyán 2.413.733,19 -

CELEC-Hidroazogues 6.216,58 -

CELEC-Hidronación 1.209.717,55 -

CELEC-Hidropaute 6.884.069,64 -

Ecuagesa 36.160,38 -

Elecaustro 374.730,05 -

EMAAP-Q 91.509,28 78.380,04

Hidrosibimbe 98.304,00 1.492,36

Hidrotambo 32.036,78 -

Hidrovictoria 2.549,41 -

14.168.693,48 79.872,41

Fotovoltaica

Generadora

Distribuidora

GeneradoraHidráulica

Eólica

Generadora

Total Generadora

Total Distribuidora

Total Eólica

Total Generadora

Total Distribuidora

Total Fotovoltaica

Total Generadora


Energía Entregada

Servicio Público

(MWh)

Energía Entregada

para Servicio No

Público

(MWh)

E.E. Ambato 11.466,58 -

E.E. Cotopaxi 57.221,38 -

E.E. Norte 52.022,11 -

E.E. Quito 303.093,79 -

E.E. Riobamba 97.287,32 -

E.E. Sur 16.463,40 -

537.554,58 -

Agua y Gas de Sillunchi 58,20 1.378,38

Consejo Provincial De Tungurahua 195,85 -

Ecoluz 26.755,07 18.690,34

Electrocordova 72,50 1.222,50

Enermax 55.504,43 34.777,56

Hidroabanico 56.174,28 263.526,02

Hidroimbabura 1.945,38 -

Hidrosanbartolo 151.484,62 52.505,87

I.M. Mejía 2.368,14 -

Moderna Alimentos 1.567,26 -

Municipio Cantón Espejo 1.033,53 -

Perlabí 0,01 7.534,50

SERMAA EP 4.621,74 50,06

UCEM 1.239,50 3.155,32

Vicunha 312,32 35.632,74

303.332,85 418.473,29

15.009.580,90 498.345,70

CELEC-Electroguayas 467.025,04 -

CELEC-Termoesmeraldas 982.278,10 -

CELEC-Termopichincha 1.012.792,38 -

Elecaustro 53.262,81 -

Gasgreen 12.880,83 -

Generoca 85.232,35 -

Termoguayas 432.173,49 -

3.045.644,99 -

E.E. Ambato 489,49 -

E.E. Galápagos 13.707,94 -

E.E. Quito 105.141,64 -

E.E. Sur 6.915,99 -

126.255,08 -

Térmica MCI

Total Distribuidora

Total Hidráulica

Generadora

Distribuidora

Total Generadora

Hidráulica

Distribuidora

Autogeneradora

Total Distribuidora


44



Producción de energía de empresas generadoras

El 2016 contó con el aporte de 44 empresas generadoras. Dentro de este

grupo, las centrales hidroeléctricas fueron las de mayor aporte con

14.320,92 GWh, seguidas de las térmicas con 6.952,17 GWh.

En lo que respecta a la producción de centrales renovables no

convencionales, las fotovoltaicas generaron 35,81 GWh, las centrales

eólicas aportaron 79,33 GWh, y una central de biogás que generó 13,27

GWh.

FIG. No. 39: COMPOSICIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS

GENERADORAS


Energía Entregada

Servicio Público

(MWh)

Energía Entregada

para Servicio No

Público

(MWh)

Agip 0,01 209.510,05

Andes Petro 12,26 464.950,16

Moderna Alimentos - -

Ocp 1.364,89 14.624,98

Orion 0,02 6.713,76

Petroamazonas - 1.679.455,56

Repsol - 371.687,38

Río Napo 2.006,00 19.392,89

Sipec 0,10 35.933,42

Tecpetrol 0,40 29.782,42

UNACEM 16.846,73 145.220,47

20.230,41 2.977.271,07

3.192.130,48 2.977.271,07

CELEC-Electroguayas 278.803,48 -


CELEC-Termogas Machala 1.439.410,80 -

CELEC-Termopichincha 42.689,52 -

Electroquil 231.747,39 -

Intervisa Trade 121.007,56 -

2.118.751,47 -

Distribuidora CNEL-Guayaquil 114.817,91 -

114.817,91 -

Petroamazonas - 62.833,07

Repsol 0,00 388.704,43

Río Napo 224,60 1.270,27

224,60 452.807,77

2.233.793,98 452.807,77

CELEC-Electroguayas 1.166.754,29 -


1.549.882,92 -

CNEL-Guayaquil 101.196,08 -

E.E. Centro Sur 0,85 -

101.196,93 -

Ecoelectric 66.958,93 53.118,00

Ecudos 52.882,28 52.521,66

Petroamazonas - 32.399,09

San Carlos 146.841,17 69.643,09

UCEM 1,71 5,18

266.684,09 207.687,01

1.917.763,93 207.687,01

22.473.702,41 4.136.111,55

Autogeneradora

Total Distribuidora

Total

Total Térmica Turbovapor

Total Generadora

Térmica Turbovapor


Autogeneradora

Generadora

Autogeneradora

Generadora

Distribuidora

Total Térmica Turbogas

Térmica Turbogas

Total Distribuidora

Total Generadora



Total Térmica MCI

Térmica MCI

Eólica79,33

0,37%

Hidráulica14.320,92 66,92%

Solar35,81

0,17%

Térmica6.952,18 32,48%

Biogas13,28

0,06%

45

TABLA No. 35: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS

GENERADORAS (1/2)

TABLA No. 36: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS

GENERADORAS (2/2)

Se consideran únicamente las centrales operativas durante el 2016.

Empresa Central

Potencia

Efectiva

(MW)

Energía

Bruta

(GWh)

Altgenotec Altgenotec 0,99 1,11

Brineforcorp Brineforcorp 1,00 1,21

Coca Codo Sinclair 1.476,00 2.727,28

Manduriacu 65,00 292,38

Enrique García 96,00 261,08

Gonzalo Zevallos (Gas) 20,00 20,38

Gonzalo Zevallos (Vapor) 140,00 691,79

Santa Elena II 65,03 364,73

Santa Elena III 40,00 126,61

Trinitaria 133,00 553,40

CELEC-Gensur Villonaco 16,50 78,02

Agoyán 156,00 1.000,07

Pucará 73,00 273,01

San Francisco 212,00 1.163,20

CELEC-Hidroazogues Central Alazán 6,23 6,26

Baba 42,00 125,08

Marcel Laniado 213,00 1.099,82

Mazar 170,00 763,45

Paute 1.100,00 5.161,57

Sopladora 486,99 985,96

Esmeraldas I 125,00 416,00

Esmeraldas II 84,00 251,63

Jaramijo 128,88 605,45

La Propicia 8,50 5,97

Manta II 17,34 97,41

Miraflores 39,40 46,68

Pedernales 3,80 3,66

Termogas Machala I 130,60 926,41

Termogas Machala II 119,00 544,00

Celso Castellanos 7,20 5,08

Dayuma 1,80 2,26

Floreana 0,24 0,17

Guangopolo 21,80 63,81

Guangopolo2 48,00 165,17

Isabela 2,34 3,49

Jivino I 3,60 0,80

Jivino II 10,00 29,62

Jivino III 42,00 235,39

Loreto 1,80 2,84

Payamino 1,80 0,89

Puná Nueva 2,52 3,44

Quevedo II 81,00 342,95

Sacha 18,60 109,99

San Cristóbal 5,91 9,51

Santa Cruz 12,79 17,92

Santa Rosa 51,00 42,77

Secoya 8,00 47,58

CELEC-Termoesmeraldas

CELEC-Termogas Machala

CELEC-Termopichincha

CELEC-Coca Codo Sinclair

CELEC-Electroguayas

CELEC-Hidroagoyán

CELEC-Hidronación

CELEC-Hidropaute

Empresa Central

Potencia

Efectiva

(MW)

Energía

Bruta

(GWh)

CELEC-Termopichincha Aislados Orellana y Sucumbíos 9,40 8,03

Ecuagesa TOPO 27,00 36,73

El Descanso 17,20 55,21

Gualaceo 0,97 6,19

Ocaña 26,10 170,99

Saucay 24,00 116,93

Saymirín 15,52 87,21

Electrisol Paneles Electrisol 1,00 1,65

Electroquil Electroquil 192,38 241,42

Carcelen 0,06 0,37

El Carmen 8,20 50,45

Noroccidente 0,24 1,69

Recuperadora 14,50 117,87

Enersol Enersol 1-500 0,49 0,67

Eolicsa San Cristóbal 2,40 1,31

Mulalo 1,00 1,53

Pastocalle 1,00 1,53

Gasgreen Gasgreen 1,76 13,28

Generoca Generoca 34,40 89,90

Genrenotec Genrenotec 0,99 1,12

Gonzanergy Gonzanergy 1,00 1,71

Salinas 2,00 3,95

Tren Salinas 1,00 1,98

Corazón 0,98 8,17

Sibimbe 14,20 83,57

Uravia 0,98 8,05

Hidrotambo Hidrotambo 8,00 32,04

Hidrovictoria Victoria 10,00 2,56

Intervisa Trade Victoria II 102,00 126,58

Lojaenergy Lojaenergy 0,70 1,57

Renova Loja Renovaloja 0,70 1,38

Sabiangosolar Sabiango Solar 0,73 1,32

San Pedro San Pedro 1,00 1,71

Sanersol Sanersol 1,00 1,32

Sansau Sansau 1,00 1,31

Saracaysol Saracaysol 1,00 1,35

Solchacras Solchacras 1,00 1,24

Solhuaqui Solhuaqui 1,00 1,25

Solsantonio Solsantonio 1,00 1,27

Solsantros Solsantros 1,00 1,35

Surenergy Surenergy 1,00 1,47

Termoguayas Barcaza Keppel Energy 120,00 432,17

Valsolar Paragachi 1,00 1,51

Wildtecsa Wildtecsa 1,00 1,31

6.141,52 21.401,52

Epfotovoltaica

Gransolar

Hidrosibimbe

Elecaustro

EMAAP-Q

Total

46

En la siguiente tabla se presenta el consumo combustibles de las empresas generadoras durante el 2016, los combustibles más usados fueron fuel oil 783.556,27 TEP y Gas Natural 359.748,02 TEP.

TABLA No. 37: CONSUMO DE COMBUSTIBLE DE LAS GENERADORAS

gal TEP gal TEP kpc TEP gal TEP gal TEP m³ TEP

Enrique García 261.076,05 23.066.621,82 76.172,91 - - - - - - - - - -

Gonzalo Zevallos (Gas) 20.377,24 2.064.486,57 6.817,55 - - - - - - - - - -

Gonzalo Zevallos (Vapor) 691.786,21 38.476,05 127,06 52.353.018,23 178.248,42 - - - - - - - -

Santa Elena II 364.728,40 723.698,52 2.389,87 21.352.634,55 72.700,17 - - - - - - - -

Santa Elena III 126.609,08 89.300,28 294,90 6.881.463,19 23.429,59 - - - - - - - -

Trinitaria 553.402,02 41.106,89 135,75 34.375.792,00 117.040,63 - - - - - - - -

Esmeraldas I 416.000,38 59.149,79 195,33 20.588.193,95 70.097,45 - - - - - - - -

Esmeraldas II 251.632,98 1.074.406,35 3.548,01 11.877.940,68 40.441,30 - - - - - - - -

Jaramijo 605.451,11 1.796.792,51 5.933,55 31.280.503,75 106.501,98 - - - - - - - -

La Propicia 5.965,27 205.168,56 677,53 250.948,05 854,41 - - - - - - - -

Manta II 97.410,74 172.884,68 570,92 5.440.049,24 18.521,95 - - - - - - - -

Miraflores 46.681,01 3.227.683,83 10.658,78 - - - - - - - - - -

Pedernales 3.661,69 287.195,61 948,41 - - - - - - - - - -

Termogas Machala I 926.414,01 - - - - 10.327.231,48 230.079,05 - - - - - -

Termogas Machala II 543.998,30 919.756,54 3.037,31 - - 5.820.267,09 129.668,97 - - - - - -

Celso Castellanos 5.077,31 375.797,49 1.241,00 - - - - - - - - - -

Dayuma 2.262,44 217.631,00 718,68 - - - - - - - - - -

Floreana 169,03 16.107,75 53,19 - - - - - - - - - -

Guangopolo 63.805,81 738.135,00 2.437,54 - - - - 3.033.125,00 10.016,29 198.149,00 674,65 - -

Guangopolo2 165.173,49 1.531.976,00 5.059,04 - - - - 7.995.687,00 26.404,16 662.824,00 2.256,74 - -

Isabela 3.485,82 266.813,02 881,10 - - - - - - - - - -

Jivino I 798,06 63.303,27 209,05 - - - - - - - - - -

Jivino II 29.618,92 225.410,44 744,37 - - - - 1.519.023,39 5.016,27 184.318,80 627,56 - -

Jivino III 235.390,75 1.366.904,55 4.513,93 - - - - 11.655.075,98 38.488,56 976.477,21 3.324,65 - -

Loreto 2.840,58 245.455,54 810,57 - - - - - - - - - -

Payamino 892,98 67.131,53 221,69 - - - - - - - - - -

Puná Nueva 3.444,20 271.856,00 897,75 - - - - - - - - - -

Quevedo II 342.951,89 2.909.276,20 9.607,30 17.924.230,00 61.027,34 - - - - - - - -

Sacha 109.990,01 572.787,00 1.891,51 - - - - 6.233.192,00 20.583,87 478.460,00 1.629,03 - -

San Cristóbal 9.510,94 770.326,50 2.543,85 - - - - - - - - - -

Santa Cruz 17.917,25 1.234.782,00 4.077,62 - - - - - - - - - -

Santa Rosa 42.765,70 4.270.773,40 14.103,37 - - - - - - - - - -

Secoya 47.579,51 3.679.972,02 12.152,37 - - - - - - - - - -

Aislados Orellana y Sucumbíos 8.034,68 587.226,94 1.939,20 - - - - - - - - - -

Elecaustro El Descanso 55.206,77 503.119,87 1.661,45 - - - - 2.963.372,05 9.785,94 - - - -

Electroquil Electroquil 241.415,26 17.057.014,93 56.327,38 - - - - - - - - - -

Gasgreen Gasgreen 13.276,85 - - - - - - - - - - 283.890,75 156,14

Generoca Generoca 89.897,47 36.236,47 119,66 - - - - 5.672.858,39 18.733,48 - - - -

Intervisa Trade Victoria II 126.582,00 10.730.604,00 35.435,67 - - - - - - - - - -

Termoguayas Barcaza Keppel Energy 432.173,49 - - 27.812.115,66 94.693,02 - - - - - - - -

6.965.455,69 81.505.368,92 269.155,18 230.136.889,30 783.556,27 16.147.498,57 359.748,02 39.072.333,82 129.028,57 2.500.229,01 8.512,63 283.890,75 156,14

Crudo Biogás

CELEC-Electroguayas


CELEC-Termogas

Machala

Energía Bruta

(MWh)

Diesel Fuel Oil Gas Natural ResiduoEmpresa Central

Total


47

Producción de energía de empresas distribuidoras con generación

Las empresas distribuidoras del país se proveen de energía eléctrica desde los puntos de entrega en

bloque. Estas son las encargadas de distribuir y comercializar la energía a los consumidores finales.

Sin embargo, varias de las distribuidoras operan y administran centrales de generación.

Dichas centrales son despachadas en el sistema y liquidadas por la CENACE. Éstas centrales se

conectan directamente a las redes de media tensión, lo que puede dar lugar a la generación

distribuida.

En el siguiente gráfico se presenta la composición de energía de empresas distribuidoras con

generación, se observa que la energía hidráulica representa el 60 %, la térmica 39,15%.

FIG. No. 40: COMPOSICIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON

GENERACIÓN

La producción de energía bruta de centrales que pertenecen a empresas distribuidoras se presenta

en la siguiente tabla.

FIG. No. 41: ENERGÍA BRUTA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (MWh)

TABLA No. 38: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES DE EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS

Eólica4,63

0,52%

Hidráulica538,39

60,01%Solar2,94

0,33%

Térmica351,22

39,15%

E.E. Ambato11.963,92

1,33%

E.E. Centro Sur

727,11 0,08%

E.E. Cotopaxi57.278,60

6,38%

E.E. Galápagos20.827,25

2,32%

E.E. Norte52.022,11

0,06

E.E. Quito413.352,38

46,07%

E.E. Riobamba97.412,89 10,86%

E.E. Sur23.870,74

2,66%

CNEL-Guayaquil219.721,72

24,49%

Tipo de

GeneraciónEmpresa Central

Potencia

Efectiva (MW)

Energía Bruta

(MWh)

Baltra Eolico 2,25 4.534,52


4,65 4.627,73

E.E. Centro Sur Panel Fotovoltaico 0,37 726,18

Baltra Solar 0,07 91,50

Floreana Perla Solar 0,02 23,10

Floreana Solar aislados 0,01 6,50

Isabela Solar aislados 0,01 12,53

San Cristobal Solar Eolicsa 0,01 15,46

Santa Cruz Solar aislados 0,01 16,24

Santa Cruz Solar Puerto Ayora 1,52 2.052,59

2,02 2.944,10

E.E. Ambato Península 2,90 11.466,58

Catazacón 0,76 3.031,14

El Estado 1,66 5.847,58

Illuchi No.1 4,00 22.541,74

Illuchi No.2 5,20 25.858,14

Ambi 7,85 25.819,74

Buenos Aires 2012 0,95 2.096,48

La Playa 1,10 8.417,12

San Miguel de Car 2,52 15.688,76

Cumbayá 40,00 118.969,26

Guangopolo 20,92 53.038,71

Los Chillos 1,76 11.443,17

Nayón 29,70 96.567,00

Pasochoa 4,50 23.460,28

Alao 10,00 77.274,86

Nizag 0,75 3.918,33

Río Blanco 3,00 16.219,70

E.E. Sur Carlos Mora 2,40 16.728,73

139,97 538.387,33

E.E. Ambato Lligua 3,60 497,34

E.E. Galápagos Floreana 0,24 61,75

Isabela 2,34 1.517,22

San Cristóbal 4,01 3.893,07

Santa Cruz 6,21 8.509,57

E.E. Quito G. Hernández 31,20 109.873,96

E.E. Sur Catamayo 17,17 7.142,01

64,77 131.494,92

CNEL-Guayaquil Álvaro Tinajero 64,00 68.579,32

Aníbal Santos (Gas) 97,00 48.471,12

161,00 117.050,44

CNEL-Guayaquil Aníbal Santos (Vapor) 20,00 102.671,29

E.E. Centro Sur Central Térmica TAISHA 0,24 0,93

20,24 102.672,22

392,65 897.176,74

E.E. Cotopaxi

Hidráulica

Total

Total MCI

Turbogas

Total Turbogas

Turbovapor

Total Turbovapor

E.E. Norte

E.E. Quito

E.E. Riobamba

Total Hidráulica

MCI

Total Fotovoltaica

Eólica E.E. Galápagos

Total Eólica

FotovoltaicaE.E. Galápagos

48

Las centrales térmicas que pertenecen a empresas distribuidoras presentan un consumo de

18.590,77 miles de galones en fuel oil y de 10.461,54 miles de galones en diesel. Estas cifras, a nivel

de empresa distribuidora, pueden apreciarse en la TABLA No. 39.

TABLA No. 39: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Sobre el consumo de estos combustibles se utilizan factores de conversión correspondientes que

transforman galones de fuel oil y de diesel a toneladas equivalentes de petróleo (TEP). Los resultados

de estas comparativas se muestran en la TABLA No. 40.

TABLA No. 40: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (TEP)

FIG. No. 42: CONSUMO DE COMBUSTIBLES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

FIG. No. 43: CONSUMO DE COMBUSTIBLES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA (TEP)

Producción de energía de empresas autogeneradoras

En el 2016, la ARCONEL recibió reportes de 28 empresas autogeneradoras. Estos agentes, en su

mayoría, cuentan con centrales térmicas para la generación de electricidad. Nueve empresas de este

total están dedicadas a la actividad petrolera y tres son ingenios azucareros que utilizan biomasa

(bagazo de caña) para la producción energética.

En el siguiente gráfico se presenta la composición de energía de las empresas autogeneradoras; la

energía térmica es la de mayor aporte con 3.565,28 GWh que representa el 74,71 % del total.

Empresa CentralFuel Oil

(miles gal)

Diesel

(miles gal)

Álvaro Tinajero 1.501,41 5.257,91

Aníbal Santos (Gas) 2.000,46 3.372,08

Aníbal Santos (Vapor) 8.873,71 23,78

E.E. Ambato Lligua - 43,94

E.E. Centro Sur Central Térmica TAISHA - 0,14

Floreana - 5,97

Isabela - 116,37

San Cristóbal - 309,08

Santa Cruz - 590,13

E.E. Quito G. Hernández 6.215,19 170,90

E.E. Sur Catamayo - 571,24

18.590,77 10.461,54

CNEL-Guayaquil

E.E. Galápagos

Total

Empresa CentralFuel Oil

(TEP)

Diesel

(TEP)

Álvaro Tinajero 5.111,90 17.363,22

Aníbal Santos (Gas) 6.811,05 11.135,63

Aníbal Santos (Vapor) 30.212,63 78,53

E.E. Ambato Lligua - 145,09

E.E. Centro Sur Central Térmica TAISHA - 0,47

Floreana - 19,72

Isabela - 384,30

San Cristóbal - 1.020,68

Santa Cruz - 1.948,78

E.E. Quito G. Hernández 21.161,07 564,35

E.E. Sur Catamayo - 1.886,41

63.296,66 34.547,18

CNEL-Guayaquil

E.E. Galápagos

Total

CNEL-Guayaquil70.712,96 72,27%

E.E. Ambato145,09 0,15%

E.E. Centro Sur0,47

0,00%E.E. Galápagos3.373,49 3,45%

E.E. Quito21.725,42 22,20%

E.E. Sur1.886,41 1,93%

34.547,18 TEP

63.296,66 TEP Diesel

Fuel Oil

49

FIG. No. 44: COMPOSICIÓN DE ENERGÍA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS

Biomasa476,52 9,99%

Hidráulica730,38

15,30%

Térmica3.565,28 74,71%

50

TABLA No. 41: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2)

Empresa Central

Potencia

Efectiva

(MW)

Energía

Bruta

(MWh)

Agip Agip Oil - CPF 36,23 202.943,45

Agip Agip Oil - Sarayacu 7,78 12.379,91

Agip Agip Oil - Villano A 4,20 -

Agua y Gas de Sillunchi Sillunchi I 0,09 223,90

Agua y Gas de Sillunchi Sillunchi II 0,30 1.212,68

Andes Petro Cami 0,04 57,59

Andes Petro CDP 0,33 505,73

Andes Petro Chorongo A 0,30 1.167,41

Andes Petro CPH 1,27 2.262,32

Andes Petro Dorine Battery 5,40 18.999,39

Andes Petro Dorine G 0,27 961,77

Andes Petro Dorine H 0,50 988,90

Andes Petro Estación Dayuma 0,13 87,00

Andes Petro Fanny 50 0,32 1.116,33

Andes Petro Fanny 60 0,75 278,25

Andes Petro Hormiguero A 0,77 650,12

Andes Petro Hormiguero B 0,83 3.704,94

Andes Petro Hormiguero C 6,05 18.149,15

Andes Petro Hormiguero D 3,00 5.976,96

Andes Petro Hormiguero SUR 2,72 1.552,70

Andes Petro Kupi 1 0,50 1.309,74

Andes Petro Kupi 4 1,00 1.416,44

Andes Petro Lago Agrio LTF 1,28 19,30

Andes Petro Mariann 30 0,80 2.327,89

Andes Petro Mariann 4A 1,25 5.308,90

Andes Petro Mariann 5-8 1,05 2.258,69

Andes Petro Mariann 9 0,97 2.553,83

Andes Petro Mariann Battery 0,80 3.001,09

Andes Petro Mariann Vieja 3,00 6.684,35

Andes Petro Nantu B 2,55 5.227,53

Andes Petro Nantu C 0,80 2.919,09

Andes Petro Nantu D 4,33 17.142,35

Andes Petro Penke B 1,09 5.267,45

Andes Petro Pindo 1,02 1.595,25

Andes Petro Shiripuno 0,40 50,68

Andes Petro Sunka 1 1,60 4.008,93

Andes Petro Sunka 2 0,36 1.348,89

Andes Petro Tapir A 4,63 6.532,41

Andes Petro Tarapoa North West 5 0,60 216,48

Andes Petro Tarapuy 0,64 3.737,52

Andes Petro TPP 65,40 339.049,50

Andes Petro Wanke 1 3,38 3.043,55

CP Tungurahua Tiliví 0,06 195,85

Ecoelectric Ecoelectric 35,20 129.322,10

Ecoluz Loreto 2,20 16.127,55

Ecoluz Papallacta 6,20 29.943,03

Ecudos Ecudos A-G 27,60 105.403,94

Electrocordova Electrocórdova 0,20 1.295,00

Enermax Calope 15,00 90.276,84

Hidroabanico Hidroabanico 37,99 319.703,73

Hidroimbabura Hidrocarolina 0,88 1.945,38

Hidrosanbartolo Hidrosanbartolo 49,95 204.087,19

I.M. Mejía La Calera 1,00 2.368,14

Moderna Alimentos Geppert 1,65 7.239,55

Moderna Alimentos Kohler 1,40 -

Municipio Cantón Espejo Espejo 0,40 1.033,53

Ocp Amazonas 6,14 9.568,65

Ocp Cayagama 3,36 89,02

Ocp Chiquilpe 0,16 1,76

Ocp Páramo 2,56 63,00

Ocp Puerto Quito 0,16 0,99

Ocp Sardinas 5,33 8.071,97

Ocp Terminal Marítimo 1,72 15,11

Orion Estacion CFE 0,12 541,68

Orion Estacion ENO 0,58 1.957,53

Orion Estacion Ocano 0,28 1.002,16

Orion Estacion Peña Blanca 0,46 591,80

Orion Estacion Ron 0,12 691,71

Perlabí Perlabí 2,46 7.572,91

Petroamazonas Aguajal 2,40 5.590,68

Petroamazonas Anaconda 1,48 920,95

Petroamazonas Angel Norte 1,47 1.716,61

Petroamazonas Apaika 4,46 6.688,00

Petroamazonas Arazá 0,82 1.753,46

Petroamazonas Arcolands Shushufindi 7,50 42.443,32

Petroamazonas Auca 1,08 1.509,64

Petroamazonas Auca 51 1,75 7.336,80

Petroamazonas Auca Central 0,59 1.157,13

Petroamazonas Auca Sur 13,14 37.469,46

Petroamazonas Cedros 0,45 310,08

Petroamazonas CELEC SACHA 11,20 23.290,27

Petroamazonas Coca 8,64 21.418,24

Petroamazonas Concordia 0,31 2.742,93

Petroamazonas Cononaco 7,34 15.341,66

Petroamazonas CPF 26,59 159.050,93

Petroamazonas Cuyabeno 15,32 49.864,30

Petroamazonas Dumbique 1,85 840,90

Petroamazonas EPF- Pad L 5,04 3.795,30

Petroamazonas EPF-Eden Yuturi 69,78 440.326,04

Petroamazonas Frontera 1,06 3.303,43

51

TABLA No. 42: ENERGÍA BRUTA Y POTENCIA EFECTIVA DE LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2)

Empresa CentralPotencia Efectiva

(MW)

Energía

Bruta

(MWh)

Petroamazonas Gacela 1,48 3.370,37

Petroamazonas Guanta 10,97 14.145,90

Petroamazonas Indillana 2,28 11.441,07

Petroamazonas Itaya A 1,80 3.652,79

Petroamazonas Itaya B 1,10 4.580,92

Petroamazonas Jaguar 0,16 343,40

Petroamazonas Jivino A 1,76 -

Petroamazonas Jivino B (en blanco) -

Petroamazonas Justice Culebra 6,00 16.631,72

Petroamazonas Justice Lago Agrio 5,00 4.255,92

Petroamazonas Justice Sacha 5,00 -

Petroamazonas Justice Shushufindi Sur 6,00 29.402,67

Petroamazonas Lago Agrio 10,15 57.781,41

Petroamazonas Laguna 0,44 489,12

Petroamazonas Limoncocha 8,87 50.248,94

Petroamazonas Lobo 1,05 390,00

Petroamazonas Mono 1,74 1.627,10

Petroamazonas Nenke 0,68 1.226,36

Petroamazonas Oso 26,15 64.264,09

Petroamazonas Pacayacu 0,28 224,34

Petroamazonas Paka Norte 1,51 302,40

Petroamazonas Paka Sur 3,86 13.225,01

Petroamazonas Pakay 1,85 5.212,10

Petroamazonas Palmar Oeste 4,89 8.004,71

Petroamazonas Palo Azul PGE 33,18 117.228,74

Petroamazonas Pañayacu 0,32 220,05

Petroamazonas Payamino 9,32 16.524,99

Petroamazonas Pichincha 0,17 -

Petroamazonas Poweron Auca Pozos 15,56 54.305,18

Petroamazonas RS Roth Aguarico 7,00 45.122,73

Petroamazonas RS Roth Shushufindi Drago 2 2,85 13.904,29

Petroamazonas RS Roth Shushufindi Drago N1 5,20 24.703,17

Petroamazonas Sacha 25,80 30.227,40

Petroamazonas Sacha Norte 1 6,32 5.485,30

Petroamazonas Sacha Norte 2 5,89 8.212,30

Petroamazonas Sacha Sur 9,61 13.028,90

Petroamazonas Sansahuari 6,49 13.919,81

Petroamazonas Santa Elena 1,31 462,55

Petroamazonas Secoya 32,42 146.407,44

Petroamazonas Shushufindi 10,00 38.412,86

Petroamazonas Shushufindi Estación Sur-oeste 5,69 29.325,51

Petroamazonas Shushufindi Norte 2,37 10.140,89

Petroamazonas SRF Shushufindi 0,35 21,13

Petroamazonas Sucumbíos (en blanco) -

Petroamazonas Tangay 0,60 336,92

Petroamazonas Tapi 3,24 7.857,33

Petroamazonas Tetete 2,91 9.421,62

Petroamazonas Tipishca 0,58 2.292,53

Petroamazonas Tumali 0,77 1.534,13

Petroamazonas Tuntiak 0,10 -

Petroamazonas VHR 8,58 26.237,58

Petroamazonas Vinita 2,64 3.252,46

Petroamazonas Yamanunka 1,20 10.510,49

Petroamazonas Yanaq.Este 0,52 386,90

Petroamazonas Yanaq.Oeste 1,15 2.927,09

Petroamazonas Yuca 2,55 7.370,78

Petroamazonas Yuralpa 8,30 55.617,76

Repsol REPSOL YPF-NPF-1 35,00 262.409,00

Repsol REPSOL YPF-NPF-2 7,09 36.758,89

Repsol REPSOL YPF-SPF-1 19,00 127.138,00



Repsol REPSOL YPF-SSFD 6,55 11.433,44

Río Napo CELEC SACHA 11,20 14.844,12

Río Napo Power Module 01 (en blanco) 3.691,35

Río Napo Power Module 02 (en blanco) 2.863,42

Río Napo Turbinas (en blanco) 1.494,87

San Carlos San Carlos 73,60 241.793,60

SERMAA EP Atuntaqui 0,32 2.424,08

SERMAA EP Fabrica Imbabura 0,52 2.247,72

Sipec MDC-CPF 7,40 35.522,16

Sipec PBH-ESTACION 0,20 -

Sipec PBH-HUA01 (en blanco) 503,26

Sipec PBH-HUA02 0,70 772,88

Sipec PBH-PAR12 1,50 1.072,35

Sipec PBH-PSO02 (en blanco) 353,54

Tecpetrol Bermejo Este 0,15 235,24

Tecpetrol Bermejo Sur 1008 1,06 4.152,96

Tecpetrol Bermejo Sur 12 0,86 3.312,69

Tecpetrol Estación Norte 0,29 2.121,60

Tecpetrol Estación Rayo 0,72 1.226,28

Tecpetrol Estación Sur 1,15 7.825,66

Tecpetrol Planta de Agua 1,52 9.086,23

Tecpetrol Subestación 4B 0,46 1.841,76

UCEM Planta Chimborazo 1,90 4.394,82

UCEM Planta Guapan 2,50 6,89

UNACEM Selva Alegre 27,30 171.766,91

Vicunha Vindobona 5,86 38.089,32

12,91 4.769.888,41 Total

52

En las siguientes tablas se presentan los consumos de combustibles de las empresas

autogeneradoras, el más usado para generación de energía fue el diesel. Por ejemplo, Petroamazonas

consumió 52.212,91 miles gal, Repsol 24.039,42 miles gal y Andes Petro 10.053,60 miles gal.

Las empresas que registraron consumo de gas natural y de crudo fueron Andes Petro, Repsol, Sipec,

Tecpetrol, Río Napo y Petroamazonas. Esta última fue la de mayor consumo con 5.762.820,55 kpc de

gas natural y 50.876,12 miles gal de crudo. UNACEM también destacó en este informe al ser el

autogenerador que registró el mayor consumo de residuo con 10.507,12 miles gal. Andes Petro fue la

única declaró consumo de gas licuado de petróleo de 8.300,79 miles gal. Además, las empresas

Ecoelectric, Ecudos y San Carlos reportaron un consumo de bagazo de caña de 326,45; 424,57 y

791,78 miles t respectivamente.

TABLA No. 43: CONSUMO DE COMBUSTIBLES EMPRESAS AUTOGENERADORAS



gal TEP gal TEP ton TEP

Ecoelectric Ecoelectric 129.322,10 - - - - 326.456,54 59.414,27

Ecudos Ecudos A-G 105.403,94 - - - - 424.575,13 77.271,60

San Carlos San Carlos 241.793,60 - - - - 791.782,21 144.102,37

476.519,64 - - - - 1.542.813,88 280.788,24

Moderna Alimentos Kohler - - - - - - -

UNACEM Selva Alegre 171.766,91 568.942,75 1.878,82 10.507.127,04 34.697,69 - -

171.766,91 568.942,75 1.878,82 10.507.127,04 34.697,69 - -

S.N.I

Sistema Central Empresa

Total Biomasa

Biomasa

Térmica

Total Térmica

CrudoEnergía Bruta

(MWh)

Diesel Residuo Bagazo

gal TEP gal TEP kpc TEP gal TEP gal TEP

Agip Oil - CPF 202.943,45 51.057,96 168,61 - - - - 12.584.756,95 42.847,83 - -

Agip Oil - Sarayacu 12.379,91 7.017,88 23,18 - - - - 869.977,92 2.962,05 - -

Agip Oil - Villano A - - - - - - - - - - -

215.323,35 58.075,84 191,78 - - - - 13.454.734,87 45.809,87 - -

Cami 57,59 3.900,00 12,88 - - - - - - - -

CDP 505,73 50.459,97 166,63 - - - - - - - -

Chorongo A 1.167,41 130.393,00 430,60 - - - - - - - -

CPH 2.262,32 11.362,00 37,52 - - 30.991,86 690,46 - - - -

Dorine Battery 18.999,39 1.431.213,22 4.726,30 - - - - - - - -

Dorine G 961,77 93.528,00 308,86 - - - - - - - -

Dorine H 988,90 78.843,00 260,36 - - - - - - - -

Estación Dayuma 87,00 6.237,00 20,60 - - - - - - - -

Fanny 50 1.116,33 96.508,72 318,70 - - - - - - - -

Fanny 60 278,25 19.150,00 63,24 - - - - - - - -

Hormiguero A 637,85 57.381,00 189,49 - - - - - - - -

Hormiguero B 3.717,21 337.612,76 1.114,90 - - - - - - - -

Hormiguero C 18.149,15 1.457.916,00 4.814,48 - - - - - - - -

Hormiguero D 5.976,96 406.961,00 1.343,91 - - - - - - - -

Hormiguero SUR 1.552,70 158.796,24 524,39 - - - - - - - -

Kupi 1 1.309,74 134.809,00 445,18 - - - - - - - -

Kupi 4 1.416,44 126.490,27 417,71 - - - - - - - -

Lago Agrio LTF 19,30 22.524,00 74,38 - - - - - - - -

Lago Agrio Station - - - - - - - - - - -

Mariann 30 2.327,89 288.731,00 953,48 - - - - - - 319.747,10 654,46

Mariann 4A 5.308,90 471.292,66 1.556,35 - - - - - - - -

Mariann 5-8 2.258,69 254.842,69 841,57 - - - - - - - -

Mariann 9 2.553,83 206.975,02 683,49 - - - - - - - -

Mariann Battery 3.001,09 336.417,72 1.110,95 - - - - - - - -

Mariann Vieja 6.684,35 419.180,08 1.384,26 - - 45.855,74 1.021,61 - - - -

Nantu B 5.227,53 396.949,45 1.310,85 - - - - - - - -

Nantu C 2.919,09 250.416,00 826,95 - - - - - - - -

Nantu D 17.142,35 209.247,58 691,00 - - 146.679,21 3.267,85 - - - -

Penke B 5.267,45 454.094,00 1.499,55 - - - - - - - -

Pindo 1.595,25 79.192,00 261,52 - - - - - - - -

Shiripuno 50,68 4.669,00 15,42 - - - - - - - -

Sunka 1 4.008,93 331.175,55 1.093,64 - - - - - - - -

Sunka 2 1.348,89 131.691,00 434,88 - - - - - - - -

Tapir A 6.532,41 116.379,00 384,32 - - 55.129,58 1.228,22 - - - -

Tarapoa North West 5 216,48 30.963,65 102,25 - - - - - - - -

Tarapuy 3.737,52 356.192,15 1.176,25 - - - - - - 323.692,90 662,53

TPP 339.049,50 796.599,29 2.630,61 - - 1.576.600,67 35.124,88 11.762.745,56 40.049,09 7.657.356,00 15.673,08

Wanke 1 3.043,55 294.507,42 972,55 - - - - - - - -

471.478,42 10.053.600,44 33.200,00 - - 1.855.257,06 41.333,03 11.762.745,56 40.049,09 8.300.796,00 16.990,07

Amazonas 9.568,65 9.585,00 31,65 - - - - 653.206,26 2.224,00 - -

Cayagama 89,02 8.275,81 27,33 - - - - - - - -

Chiquilpe 1,76 399,63 1,32 - - - - - - - -

Páramo 63,00 6.083,61 20,09 - - - - - - - -

Puerto Quito 0,99 253,20 0,84 - - - - - - - -

Sardinas 8.071,97 2.317,73 7,65 - - - - 520.487,10 1.772,12 - -

Terminal Marítimo 15,11 2.457,67 8,12 - - - - - - - -

17.810,49 29.372,65 97,00 - - - - 1.173.693,36 3.996,12 - -

Estacion CFE 1.173,19 363.869,00 1.201,60 20,43 6.000,00 - - - - - -

Estacion ENO 3.393,42 2.620.600,50 8.654,01 96,23 28.264,00 - - - - - -

Estacion Ocano 1.741,59 939.270,00 3.101,75 40,86 12.000,00 - - - - - -

Estacion Peña Blanca 1.355,98 201.857,00 666,59 21,11 6.200,00 - - - - - -

Estacion Ron 1.159,61 1.053.155,00 3.477,83 19,75 5.800,00 - - - - - -

8.823,80 5.178.751,50 17.101,79 198,37 58.264,00 - - - - - -

Energía Bruta

(MWh)Sistema Empresa Central

No Inc.

Agip

Total Agip

Andes Petro

Total Andes Petro

Ocp

Total Ocp

Orion

Total Orion

Diesel Fuel Oil Gas Natural Crudo GLP

53


Energía vendida

Las transacciones reportadas mensualmente en el sistema SISDAT por concepto de venta de energía

eléctrica pueden ser de tipo: contratos, transacciones de corto plazo u otros.

Entre los procesos comerciales que se llevan a cabo se tienen los contratos regulados a plazos

suscritos por los generadores. Estos son liquidados por toda la producción real de energía eléctrica y

son asignados a todas las distribuidoras en proporción a su demanda regulada.

En el caso de las empresas autogeneradoras, la contratación se efectúa sobre sus excedentes de

generación y contemplan un solo componente o cargo variable para su liquidación.

La producción de los generadores de propiedad de las empresas de distribución se determina

mediante un cargo fijo y un cargo variable o costo variable de producción, de forma similar a un contrato

regulado aplicable a los restantes generadores.

En las transacciones de corto plazo se liquidan únicamente los remanentes de la producción de los

generadores que no estén comprometidos en contratos regulados, es decir, la diferencia entre la

gal TEP gal TEP kpc TEP gal TEP gal TEP

Aguajal 5.590,68 500.203,14 1.651,82 - - - - - - - -

Anaconda 920,95 73.276,00 241,98 - - - - - - - -

Angel Norte 1.716,61 205.199,83 677,63 - - - - - - - -

Apaika 6.688,00 511.194,77 1.688,12 - - - - - - - -

Arazá 1.753,46 117.333,78 387,47 - - - - - - - -

Arcolands Shushufindi 42.443,32 - - - - 593.226,74 13.216,42 - - - -

Auca 1.509,64 157.211,00 519,16 - - - - - - - -

Auca 51 7.336,80 553.368,00 1.827,39 - - - - - - - -

Auca Central 1.157,13 93.640,00 309,23 - - - - - - - -

Auca Sur 37.469,46 1.001.017,70 3.305,66 - - - - 1.741.154,20 5.928,18 - -

Cedros 310,08 49.637,21 163,92 - - - - - - - -

CELEC SACHA 23.290,27 172.104,38 568,34 696.853,03 2.372,60 - - 692.263,60 2.356,98 - -

Coca 21.418,24 1.770.728,76 5.847,48 - - - - - - - -

Concordia 2.742,93 217.621,06 718,65 - - - - - - - -

Cononaco 15.341,66 1.230.466,00 4.063,37 - - - - - - - -

CPF 159.050,93 890.699,64 2.941,36 - - 760.052,15 16.933,10 4.957.307,20 16.878,34 - -

Cuyabeno 49.864,30 3.106.405,62 10.258,28 - - 226.642,88 5.049,35 - - - -

Dumbique 840,90 101.531,90 335,29 - - - - - - - -

EPF- Pad L 3.795,30 271.513,20 896,62 - - - - - - - -

EPF-Eden Yuturi 440.326,04 476.724,25 1.574,29 - - 727.151,29 16.200,11 24.086.561,22 82.008,48 6,00 0,02

Frontera 3.303,43 217.740,78 719,05 - - - - - - - -

Gacela 3.370,37 295.424,00 975,58 - - - - - - - -

Guanta 14.145,90 1.182.911,32 3.906,33 - - - - - - - -

Indillana 11.441,07 951.254,72 3.141,33 - - - - - - - -

Itaya A 3.652,79 351.229,32 1.159,86 - - - - - - - -

Itaya B 4.580,92 430.669,04 1.422,20 - - - - - - - -

Jaguar 343,40 10.656,00 35,19 - - - - - - - -

Jivino A - - - - - - - - - - -

Jivino B - - - - - - - - - - -

JUSTICE Culebra 16.631,72 1.363.035,37 4.501,15 - - - - - - - -

JUSTICE Lago Agrio 4.255,92 310.807,28 1.026,38 - - - - - - - -

JUSTICE Sacha - - - - - - - - - - -

JUSTICE Shushufindi Sur 29.402,67 2.287.122,99 7.552,77 - - - - - - - -

Lago Agrio 57.781,41 2.493.100,51 8.232,97 - - - - 2.810.199,44 9.568,00 - -

Laguna 489,12 27.009,81 89,19 - - - - - - - -

Limoncocha 50.248,94 - - - - 655.404,53 14.601,67 - - - -

Lobo 390,00 30.570,40 100,95 - - - - - - - -

Mono 1.627,10 159.051,00 525,23 - - - - - - - -

Nenke 1.226,36 48.605,03 160,51 - - - - - - - -

Oso 64.264,09 3.000.805,57 9.909,56 - - - - 1.705.063,28 5.805,30 - -

Pacayacu 224,34 25.184,09 83,17 - - - - - - - -

Paka Norte 302,40 21.713,00 71,70 - - - - - - - -

Paka Sur 13.225,01 310.530,39 1.025,46 - - 171.125,05 3.812,47 - - - -

Pakay 5.212,10 337.695,46 1.115,17 - - 131.179,82 2.922,54 - - - -

Palmar Oeste 8.004,71 772.780,93 2.551,95 - - - - - - - -

Palo Azul PGE 117.228,74 111.091,50 366,86 - - 1.055.662,16 23.518,96 6.336.417,81 21.573,86 - -

Pañayacu 220,05 44.173,90 145,88 - - - - - - - -

Payamino 16.524,99 1.324.804,10 4.374,90 - - - - - - - -

Pichincha - - - - - - - - - - -

Poweron Auca Pozos 54.305,18 5.064.955,00 16.726,00 - - - - - - - -

RS Roth Aguarico 45.122,73 3.135.484,80 10.354,31 - - - - - - - -

RS Roth Shushufindi Drago 2 13.904,29 1.000.247,70 3.303,12 - - - - - - - -

RS Roth Shushufindi Drago N1 24.703,17 1.634.629,84 5.398,04 - - - - - - - -

Sacha 30.227,40 670.515,64 2.214,24 529.233,89 1.801,90 21.813,70 485,98 - - - -

Sacha Norte 1 5.485,30 476.660,97 1.574,08 - - - - - - - -

Sacha Norte 2 8.212,30 599.537,20 1.979,85 - - - - - - - -

Sacha Sur 13.028,90 970.206,53 3.203,91 - - - - - - - -

Sansahuari 13.919,81 1.203.813,75 3.975,35 - - - - - - - -

Santa Elena 462,55 41.211,90 136,09 - - - - - - - -

Secoya 146.407,44 2.908.702,94 9.605,41 - - 377.429,55 8.408,70 4.361.883,66 14.851,08 - -

Shushufindi 38.412,86 313.355,00 1.034,79 - - 934.980,68 20.830,31 - - - -

Shushufindi Estación Sur-oeste 29.325,51 2.171.287,13 7.170,24 - - - - - - - -

Shushufindi Norte 10.140,89 675.510,24 2.230,74 - - - - - - - -

SRF Shushufindi 21,13 3.859,37 12,74 - - - - - - - -

Sucumbíos - - - - - - - - - - -

Tangay 336,92 46.712,82 154,26 - - - - - - - -

Tapi 7.857,33 609.260,53 2.011,96 - - - - - - - -

Tetete 9.421,62 493.337,04 1.629,15 - - - - - - - -

Tipishca 2.292,53 161.680,80 533,92 - - - - - - - -

Tumali 1.534,13 128.708,00 425,03 - - - - - - - -

Tuntiak - - - - - - - - - - -

VHR 26.237,58 971.695,39 3.208,83 - - - - 962.926,70 3.278,52 - -

Vinita 3.252,46 279.106,56 921,69 - - - - - - - -

Yamanunka 10.510,49 - - - - 108.152,00 2.409,50 - - - -

Yanaq.Este 386,90 35.487,20 117,19 - - - - - - - -

Yanaq.Oeste 2.927,09 297.358,50 981,97 - - - - - - - -

Yuca 7.370,78 698.996,00 2.308,29 - - - - - - - -

Yuralpa 55.617,76 12.752,95 42,11 - - - - 3.222.347,84 10.971,26 - -

1.813.089,28 52.212.916,54 172.422,71 1.226.086,92 4.174,51 5.762.820,55 128.389,13 50.876.124,95 173.219,98 6,00 0,02

No Inc.Petroamazonas

Total Petroamazonas

Energía Bruta

(MWh)

Diesel Fuel OilSistema Empresa Central

Gas Natural Crudo Nafta

gal TEP kpc TEP gal TEP

REPSOL YPF-NPF-1 262.409,00 21.869.966,88 72.221,19 - - - -

REPSOL YPF-NPF-2 36.758,89 18.649,73 61,59 459.644,54 10.240,36 - -

REPSOL YPF-SPF-1 127.138,00 381.084,01 1.258,45 1.411.759,00 31.452,40 - -

REPSOL YPF-SPF-2 3.365,00 58.141,55 192,00 36.455,62 812,19 - -

REPSOL YPF-SPF-3 336.702,60 - - - - 20.602.951,93 70.147,69

REPSOL YPF-SSFD 11.433,44 1.711.577,99 5.652,14 - - - -

777.806,93 24.039.420,16 79.385,38 1.907.859,16 42.504,95 20.602.951,93 70.147,69

CELEC SACHA 14.844,12 1.068.295,90 3.527,83 - - - -

Power Module 01 3.691,35 275.421,92 909,53 - - - -

Power Module 02 2.863,42 242.157,29 799,68 - - - -

Turbinas 1.494,87 706,10 2,33 1.329,10 29,61 - -

22.893,76 1.586.581,21 5.239,37 1.329,10 29,61 - -

MDC-CPF 35.522,16 75,45 0,25 279.575,18 6.228,62 - -

PBH-ESTACION - - - - - - -

PBH-HUA01 503,26 67.688,00 223,53 - - - -

PBH-HUA02 772,88 131.841,00 435,38 - - - -

PBH-PAR12 1.072,35 81.355,00 268,66 565,42 12,60 - -

PBH-PSO02 353,54 30.361,00 100,26 - - - -

38.224,19 311.320,45 1.028,07 280.140,60 6.241,22 - -

Bermejo Este 235,24 - - 1.895,17 42,22 - -

Bermejo Sur 1008 4.152,96 - - 36.287,54 808,45 - -

Bermejo Sur 12 3.312,69 - - 25.755,54 573,80 - -

Estación Norte 2.121,60 - - 16.495,04 367,49 - -

Estación Rayo 1.226,28 - - 9.534,12 212,41 - -

Estación Sur 7.825,66 - - 60.842,90 1.355,51 - -

Planta de Agua 9.086,23 - - 56.764,27 1.264,64 - -

Subestación 4B 1.841,76 - - 15.408,20 343,28 - -

29.802,42 - - 222.982,77 4.967,80 - -

UCEM Planta Guapan 6,89 1.198,00 3,96 - - - -

6,89 1.198,00 3,96 - - - -

CentralEmpresaSistemaEnergía Bruta

(MWh)

Diesel Gas Natural Crudo

No Inc.

Repsol

Total Repsol

Río Napo

Total Río Napo

Sipec

Total Sipec

Tecpetrol

Total Tecpetrol

Total UCEM

54

energía neta producida y la energía contratada por estos generadores, además de las Transacciones

Internacionales de Electricidad (TIE).

El Operador Nacional de Electricidad (CENACE), es el encargado de liquidar todas las ventas. Esta

entidad es la encargada de determinar los importes que deben abonar y percibir los distintos

participantes del sector eléctrico de acuerdo a los términos establecidos en los contratos de compra-

venta, incluyendo las importaciones y exportaciones de electricidad.

El total de energía vendida durante el 2016 fue de 22.872,07 GWh por un monto de 988,85 MUSD,

como se detalla en la TABLA No. 47.

TABLA No. 47: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN

Las transacciones de corto plazo incluyen la facturación de las distribuidoras con generación propia.

En la siguiente figura se presenta la energía vendida por tipo de empresa, las generadoras son las que

mayores transacciones han efectuado 21.298,26 GWh 93,12 %, seguidas de las distribuidores 817,08

GWh 3,57 % y de las autogeneradoras 756,73 GWh 3,31 %, esta última cifra corresponde a la venta

de excedentes.

FIG. No. 45: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA

En la TABLA No. 48 se presentan los valores de energía vendida y de la facturación realizada por

tipo de transacción y por tipo de empresa.

TABLA No. 48: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE TRANSACCIÓN Y EMPRESA

Energía vendida por las empresas de generación

Las empresas de generación eléctrica reportaron costos fijos y variables asociados a la producción

realizada. En este reporte no se incluye la electricidad de los consumos propios y valores monetarios

por compra de la misma.

GWh %

Contratos 21.305,13 93,15 869,07

T. de corto plazo 1.537,85 6,72 118,48

Otros 29,10 0,13 1,31

Total 22.872,07 100,00 988,85

Total Costos

(MUSD)

Energía vendida (GWh)Tipo de Transacción

21.298,26 93,12%

817,08 3,57%

756,73 3,31%

Generadora

Distribuidora

Autogeneradora

Tipo de EmpresaTipo de

Transacción

Energía

Vendida

(GWh)

Total Costos

(MUSD)

Contratos 21.007,55 852,77

T. de corto plazo 269,76 33,90

Otros 20,95 0,98

21.298,26 887,65


Otros 0,67 0,08

817,08 59,34

Contratos 297,57 16,30


Otros 7,48 0,25

756,73 41,86

22.872,07 988,85

Generadora

Total Generadora

Autogeneradora

Total Distribuidora

Total

Distribuidora


55

Las empresas de generación vendieron 21.298,26 GWh con un costo total de 887,65 M USD. Esta

información se detallada en la TABLA No. 49.

TABLA No. 49: ENERGÍA VENDIDA POR LAS GENERADORAS

En la TABLA No. 50 se reportan los valores totales facturados y recaudados por la venta de energía

de empresas generadoras. El valor de la recaudación representó el 99,07 % de la facturación total.

En algunos casos se consideraron reliquidaciones y valores pendientes de pago que fueron reportados

en determinados meses, razón por la cual se registran valores de recaudación superiores al 100 %.

TABLA No. 50: VALORES FACTURADOS Y RECAUDADOS POR LA VENTA DE ENERGÍA DE LAS GENERADORAS

Tipo de Transacción Empresa

Energía

Vendida

(GWh)

Total Costos

(MUSD)

CELEC-Coca Codo Sinclair 3.264,01 19,85

CELEC-Electroguayas 1.912,58 180,90

CELEC-Gensur 76,68 7,00

CELEC-Hidroagoyán 2.413,73 49,83

CELEC-Hidronación 1.209,66 41,97

CELEC-Hidropaute 6.851,61 113,98

CELEC-Termoesmeraldas 1.370,50 127,66

CELEC-Termogas Machala 1.439,33 78,84

CELEC-Termopichincha 902,75 110,29

Elecaustro 427,85 24,55

Electrisol 1,56 0,63

Electroquil 230,85 32,34

EMAAP-Q 92,80 1,05

Enersol 0,65 0,26

Eolicsa 1,31 0,17

Generoca 85,17 7,71

Hidrosibimbe 83,57 3,93

Intervisa Trade 121,07 13,92

Termoguayas 520,36 37,27

Valsolar 1,49 0,60

21.007,55 852,77

Altgenotec 1,11 0,44

Brineforcorp 1,20 0,48

CELEC-Coca Codo Sinclair - -

CELEC-Electroguayas - -

CELEC-Gensur 0,05 0,00

CELEC-Hidroagoyán - -

CELEC-Hidronación 0,23 0,00

CELEC-Hidropaute - -

CELEC-Termoesmeraldas - -

CELEC-Termogas Machala - -

CELEC-Termopichincha 152,43 14,78

Ecuagesa 36,16 2,49

Elecaustro 0,14 0,01

EMAAP-Q - -

Epfotovoltaica 3,06 1,23

Gasgreen 12,96 1,42

Genrenotec 1,11 0,45

Gonzanergy 1,71 0,68

Gransolar 5,91 2,37

Hidrotambo 32,04 2,30

Hidrovictoria 1,78 0,12

Intervisa Trade - -

Lojaenergy 1,57 0,63

Renova Loja 1,38 0,55

Sabiangosolar 1,32 0,53

San Pedro 1,71 0,68

Sanersol 1,32 0,53

Sansau 1,30 0,52

Saracaysol 1,35 0,54

Solchacras 1,24 0,49

Solhuaqui 1,25 0,50

Solsantonio 1,27 0,51

Solsantros 1,35 0,54

Surenergy 1,47 0,59

Termoguayas - -

Wildtecsa 3,37 0,52

269,76 33,90

CELEC-Hidroazogues 6,22 0,12

EMAAP-Q - -

Hidrosibimbe 14,73 0,85

20,95 0,98

21.298,26 887,65

Total T. de corto plazo

Otros

Total Otros

Total Contratos

T. de corto plazo

Total

Contratos

Empresa

Energía

Vendida

(GWh)

Total

Costos

(MUSD)

Valores

Recibidos

(MUSD)

Recaudación

(%)

Altgenotec 1,11 0,44 0,44 100,00

Brineforcorp 1,20 0,48 0,48 100,00

CELEC-Coca Codo Sinclair 3.264,01 19,85 10,87 54,75

CELEC-Electroguayas 1.912,58 180,90 182,43 100,84

CELEC-Gensur 76,73 7,01 7,70 109,89

CELEC-Hidroagoyán 2.413,73 49,83 43,70 87,70

CELEC-Hidroazogues 6,22 0,12 0,12 100,00

CELEC-Hidronación 1.209,89 41,98 43,03 102,52

CELEC-Hidropaute 6.851,61 113,98 108,18 94,91

CELEC-Termoesmeraldas 1.370,50 127,66 126,38 99,00

CELEC-Termogas Machala 1.439,33 78,84 76,80 97,41

CELEC-Termopichincha 1.055,18 125,07 122,41 97,87

Ecuagesa 36,16 2,49 2,46 99,00

Elecaustro 427,99 24,56 24,65 100,35

Electrisol 1,56 0,63 0,63 100,00

Electroquil 230,85 32,34 34,29 106,03

EMAAP-Q 92,80 1,05 1,06 100,99

Enersol 0,65 0,26 0,26 100,00

Eolicsa 1,31 0,17 0,17 100,00

Epfotovoltaica 3,06 1,23 1,23 100,00

Gasgreen 12,96 1,42 1,29 90,71

Generoca 85,17 7,71 8,46 109,69

Genrenotec 1,11 0,45 0,45 100,00

Gonzanergy 1,71 0,68 0,68 100,00

Gransolar 5,91 2,37 2,37 100,00

Hidrosibimbe 98,30 4,78 4,93 103,14

Hidrotambo 32,04 2,30 1,92 83,40

Hidrovictoria 1,78 0,12 - -

Intervisa Trade 121,07 13,92 21,08 151,42

Lojaenergy 1,57 0,63 0,63 100,00

Renova Loja 1,38 0,55 0,55 100,00

Sabiangosolar 1,32 0,53 0,53 100,00

San Pedro 1,71 0,68 0,68 100,00

Sanersol 1,32 0,53 0,53 100,00

Sansau 1,30 0,52 0,52 100,00

Saracaysol 1,35 0,54 0,54 100,00

Solchacras 1,24 0,49 0,49 100,00

Solhuaqui 1,25 0,50 0,50 100,00

Solsantonio 1,27 0,51 0,51 100,00

Solsantros 1,35 0,54 0,54 100,00

Surenergy 1,47 0,59 0,59 100,00

Termoguayas 520,36 37,27 43,18 115,83

Valsolar 1,49 0,60 0,60 100,00

Wildtecsa 3,37 0,52 0,52 100,00

Total 21.298,26 887,65 879,38 99,07

56

Energía vendida por las empresas de distribución

La actividad comercial en el sector eléctrico ecuatoriano registró en el 2015 un total de 20 agentes

participantes en calidad de distribuidoras. De esta cifra, 11 están agrupadas en la Corporación

Nacional de Electricidad (CNEL EP).

La TABLA No. 51 muestra la energía comercializada en el S.N.I. por un valor total de 856,40 GWh.

Del número total de distribuidoras con generación, dos usan la energía generada en sistemas aislados,

estas son la E.E. Centro Sur y la E.E. Galápagos.

La energía producida por las centrales de la E.E. Galápagos es utilizada para alimentar al sistema

aislado de la región insular, mientras que para la E.E. Centro Sur la energía que se produce por la

central térmica Taisha sirve para alimentar una zona aislada y, a su vez, dispone de un conjunto de

paneles fotovoltaicos que producen energía para consumo directo de los clientes de la empresa

TABLA No. 51: VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GENERACIÓN DE LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS

Empresa Tipo Transacción Energía Vendida (GWh) Costo (MUSD)

CNEL-Bolívar Otros 0,06 0,01

CNEL-Guayaquil T. de corto plazo 217,66 30,97

E.E. Ambato T. de corto plazo 11,96 0,64

E.E. Cotopaxi T. de corto plazo 48,35 1,94

E.E. Norte T. de corto plazo 52,75 2,26

E.E. Quito T. de corto plazo 408,24 18,55

E.E. Riobamba T. de corto plazo 93,39 2,38


Otros 0,62 0,07

856,40 59,34

E.E. Sur

Total

57

Energía vendida por las empresas autogeneradoras

Las autogeneradoras registraron 756,73 GWh de energía vendida al sistema, a un costo total de 41,86

MUSD. Las transacciones efectuadas fueron de corto plazo, contratos y otros. La empresa San Carlos

fue la que registró el valor más alto de energía vendida con 300,88 GWh a un costo total de producción

de 13,97 MUSD.

TABLA No. 52: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS AUTOGENERADORAS

Tipo de

TransacciónEmpresa

Energía

Vendida

(GWh)

Total Costos

(kUSD)

Ecoluz 27,44 1.289,71

Enermax 55,50 2.608,47

Hidroabanico 58,80 2.764,24

Perlabí 0,22 8,60

Moderna Alimentos 1,57 62,69

Hidrosanbartolo 154,04 9.566,03

297,57 16.299,74

Ecoelectric 66,96 5.099,85

Ecoluz - -

Ecudos 62,64 5.117,02

Enermax - -

Hidroabanico 1,50 70,46

Hidroimbabura 1,82 130,66

San Carlos 300,88 13.973,45

Municipio Cantón Espejo 1,03 51,76

Hidrosanbartolo - -

UNACEM 16,85 867,61

451,68 25.310,79

Agua Y Gas De Sillunchi - -

Ecoluz - -

I.M. Mejía 2,37 -

CP Tungurahua 0,19 6,57

Vicunha 0,31 -

SERMAA EP 4,61 243,59

7,48 250,16

756,73 41.860,69

Contratos

Total Contratos

T. de corto plazo

Total T. de corto plazo

Otros

Total Otros

Total general

58

Características operativas y transacciones en el Sistema Nacional de

Transmisión (S.N.T.)

El Sistema Nacional de Transmisión es fundamental en la operación del Sistema Nacional

Interconectado (S.N.I.) porque constituye la infraestructura y el equipamiento necesario para abastecer

a los centros de distribución, garantizando así el correcto suministro de energía eléctrica.

El S.N.T. de manera general está constituido por líneas y subestaciones que operan a voltajes

normalizados de 500kV, 230 y 138 kV. Las líneas de 230 kV conforman un anillo que vincula la

generación con los principales puntos de carga del sistema.

El siguiente mapa muestra la configuración y las zonas operativas del S.N.T. las cuales se subdividen

en: norte, nororiental, noroccidental, sur y suroccidental.

Características operativas del S.N.T.

Las bandas de voltaje en operación normal que el transmisor debe mantener en barras de las

subestaciones son las siguientes:

- 230 kV: +5 % / -5 %

- 138 kV: +5 % / -5 %

- 69, 46: +4 / -2,5 %

En la TABLA No. 53 se presentan los voltajes en las diferentes subestaciones del SNT, se observa

que varias subestaciones registraron voltajes superiores al 0,9 pu. Estos valores reportados

corresponden a los máximos y mínimos presentados en el mes y son el resultado de la operación en

cada punto de entrega y condiciones transitorias.

59

TABLA No. 53: NIVELES DE VOLTAJE EN LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. (1/3)

SubestaciónVoltaje

(kV)Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Max/

Min

138 Max 1,02 1,02 1,02 1,02 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,05 1,04 1,03 1,05

138 Min 0,97 0,97 0,98 0,98 0,98 0,97 0,94 0,98 0,98 0,98 0,98 0,99 0,94

69 Max 1,01 1,03 1,01 1,01 1,02 1,02 1,02 1,02 1,01 1,03 1,03 1,02 1,03

69 Min 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,87 0,97 0,98 0,87

138 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,07 1,06 1,05 1,07

138 Min 0,99 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,01 1,01 1,01 1,01 1,01 1,01 0,99

69 Max - - - - - - 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04

69 Min - - - - - - 0,99 0,98 0,99 0,99 0,99 1,00 -

138 Max 1,04 1,05 1,05 1,05 1,07 1,05 1,05 1,06 1,05 1,08 1,08 1,05 1,08

138 Min 0,99 1,00 0,99 0,99 0,98 0,97 0,98 0,99 0,98 0,96 0,98 0,99 0,96

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,03 1,08 1,07 1,04 1,08

69 Min 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,98 0,98 0,97 0,98 0,98 0,96

138 Max 1,04 1,04 1,03 1,03 1,03 1,04 1,01 1,01 1,01 1,05 1,05 1,04 1,05

138 Min 0,94 0,95 0,95 0,95 0,96 0,95 0,94 0,93 0,94 0,95 0,94 0,95 0,93

69 Max 1,06 1,04 1,04 1,04 1,07 1,05 1,04 1,05 1,03 1,07 1,06 1,04 1,07

69 Min 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,96

138 Max 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,06 1,06 1,03 1,06

138 Min 0,99 0,99 0,98 0,98 0,97 0,96 0,98 0,97 0,97 0,95 0,98 0,98 0,95

138 Max 1,01 1,02 1,02 1,02 1,03 1,02 1,02 1,02 1,03 1,04 1,02 1,02 1,04

138 Min 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96

69 Max 1,02 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,05 1,05 1,05 1,07 1,05 1,03 1,07

69 Min 0,98 0,99 0,98 0,98 0,98 0,98 0,99 0,99 1,00 0,98 0,99 0,99 0,98

138 Max 1,02 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,05

138 Min 0,92 0,96 0,96 0,96 0,95 0,96 0,96 0,96 0,96 0,95 0,95 0,96 0,92

69 Max - 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,05 1,04 1,04 1,05

69 Min - 0,98 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,97 0,96

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,05 1,04 1,02 1,05

230 Min 0,96 0,97 0,96 0,96 0,95 0,93 0,95 0,95 0,95 0,92 0,97 0,97 0,92

69 Max 1,02 1,03 1,03 1,03 1,06 1,03 1,03 1,03 1,04 1,08 1,06 1,04 1,08

69 Min 0,92 0,98 0,98 0,98 0,97 0,96 0,97 0,98 0,97 0,95 0,97 0,98 0,92

500 Max - - - - - 1,03 1,01 1,03 1,03 1,07 1,07 1,02 1,07

500 Min - - - - - 0,95 0,96 0,93 0,95 0,96 0,97 0,98 0,93

230 Max 1,03 1,03 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,05 1,05 1,13 1,09 1,04 1,13

230 Min 0,97 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,99 0,98 0,98 0,93 0,92 1,00 0,92

138 Max 1,06 1,03 1,05 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,05 1,13 1,09 1,04 1,13

138 Min 0,97 0,98 0,97 0,97 0,96 0,97 0,99 0,98 0,98 0,99 0,98 0,99 0,96

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,05 1,05 1,02 1,05

230 Min 0,97 0,96 0,97 0,97 0,94 0,93 0,95 0,95 0,95 0,93 0,96 0,97 0,93

138 Max 1,04 1,05 1,05 1,05 1,07 1,05 1,05 1,06 1,05 1,08 1,08 1,05 1,08

138 Min 1,00 1,00 0,99 0,99 0,98 0,97 0,98 0,99 0,99 0,96 0,98 0,99 0,96

138 Max 1,05 1,04 1,03 1,03 1,07 1,05 1,05 1,05 1,07 1,10 1,08 1,06 1,10

138 Min 0,97 0,97 0,99 0,99 0,94 0,94 0,98 0,98 0,93 0,95 0,97 0,95 0,93

69 Max 1,03 1,03 - - - - 1,05 1,05 1,05 1,08 1,08 1,06 1,08

69 Min 0,97 0,95 - - - - 0,96 0,96 0,93 0,95 0,97 0,97 -

138 Max 1,29 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,29

138 Min 0,98 0,98 0,98 0,98 0,99 0,98 0,98 0,98 0,99 0,97 0,98 0,99 0,97

138 Max 1,05 1,04 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,06 1,10 1,09 1,05 1,10

138 Min 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 1,00 0,97 0,99 0,98 0,98 0,97 0,97

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,09 1,08 1,03 1,09

69 Min 0,97 0,97 0,98 0,98 0,97 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,88 0,96 0,88

34 Max 1,03 1,04 1,03 1,03 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,13 1,06 1,02 1,13

34 Min 0,94 0,95 0,95 0,95 0,95 0,96 0,97 0,95 0,96 0,95 0,95 0,94 0,94

138 Max 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,06 1,05 1,03 1,06

138 Min 0,98 1,00 0,91 0,91 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,99 0,99 1,00 0,91

138 Max 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,04 1,04 1,05

138 Min 0,94 0,96 0,98 - - 0,95 0,96 0,94 0,95 0,95 0,95 0,95 -

69 Max 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,06 1,05 1,04 1,06

69 Min 0,97 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,94 0,97 0,97 0,97 0,97 0,94

138 Max - - 1,05 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,05 1,06 1,05 1,04 1,06

138 Min - - 0,99 0,99 1,01 0,99 1,01 0,98 1,01 0,98 1,00 1,01 -

230 Max 1,06 1,11 1,09 1,09 1,04 1,05 1,04 1,04 1,05 1,09 1,11 1,05 1,11

230 Min 0,95 0,92 0,93 0,93 0,92 0,92 0,93 0,98 - 0,95 0,96 0,90 -

138 Max 1,06 1,06 1,04 1,04 1,05 1,03 1,04 1,05 1,04 1,09 1,07 1,05 1,09

138 Min 0,97 0,92 0,95 0,95 0,92 0,98 0,95 0,96 0,96 0,96 0,97 0,92 0,92

69 Max 1,05 1,05 1,04 1,04 1,05 1,03 1,04 1,05 1,03 1,09 1,08 1,06 1,09

69 Min 0,97 0,91 - - - 0,94 0,95 0,97 0,95 0,96 0,94 0,98 -

Machala

Loja

Macas

Esclusas

Ambato

Baños

Caraguay

Chone

Chongón

Cuenca

Cumbaratza

Dos Cerritos

El Inga

Esmeraldas

Gualaceo

Ibarra

Limón

60


SubestaciónVoltaje


Max/

Min

138 Max 1,06 - 1,01 1,01 1,00 1,03 1,03 1,02 1,02 1,06 1,07 1,03 1,07

138 Min 1,00 - 0,95 0,95 0,93 0,95 0,96 0,95 0,94 0,97 0,96 0,96 -

69 Max 1,05 - 1,03 1,03 1,05 1,04 1,05 1,05 1,04 1,07 1,06 1,05 1,07

69 Min 0,98 - 0,97 0,97 0,97 0,96 0,96 0,97 0,95 0,97 0,98 0,97 -

138 Max - - 1,04 1,04 1,04 1,05 1,04 1,04 1,05 1,06 1,06 1,04 1,06

138 Min - - 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,99 1,01 0,99 1,00 1,00 -

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,12 1,02 1,02 1,05 1,04 1,02 1,12

230 Min 0,97 0,92 0,97 0,97 0,94 0,92 0,93 0,95 0,95 0,92 0,97 0,96 0,92

138 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,11 1,05 1,05 1,09 1,07 1,06 1,11

138 Min 1,01 0,96 1,00 1,00 0,97 0,96 0,91 0,99 0,99 0,96 1,01 1,00 0,91

69 Max 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,04 1,09 1,03 1,03 1,08 1,06 1,05 1,09

69 Min 1,00 0,97 0,99 0,99 0,98 0,96 0,97 0,99 0,99 0,96 0,99 1,00 0,96

230 Max 1,10 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05 1,10

230 Min 0,98 1,00 0,99 0,99 0,92 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 1,00 0,99 0,92

138 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,06

138 Min 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,98 0,98 0,98 0,97 0,99 0,99 0,97

138 Max 1,03 1,01 1,01 1,01 1,01 1,03 1,03 1,02 1,02 1,06 1,06 1,03 1,06

138 Min 0,98 0,96 0,96 0,96 0,94 0,95 0,97 0,95 0,94 0,96 0,97 0,97 0,94

69 Max 1,05 1,04 1,03 1,03 1,06 1,06 1,05 1,04 1,04 1,07 1,06 1,03 1,07

69 Min 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,98 0,97 0,94 0,98 0,98 0,98 0,94

138 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,05 1,03 1,05

138 Min 0,95 0,96 0,97 0,97 0,96 0,96 0,95 0,94 0,97 0,96 0,94 0,95 0,94

69 Max 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,06 1,08 1,04 1,08

69 Min 0,98 0,97 0,97 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,97 0,94 0,97 0,94

138 Max 1,04 1,02 1,03 1,03 1,02 1,01 1,02 1,03 1,02 1,06 1,05 1,05 1,06

138 Min 0,96 0,95 0,95 0,95 0,93 0,92 0,95 0,95 0,95 0,91 0,96 0,95 0,91

69 Max 1,05 1,04 1,06 1,06 1,06 1,04 1,03 1,04 1,04 1,07 1,06 1,08 1,08

69 Min 0,97 0,98 0,96 0,96 0,97 0,96 0,96 0,97 0,96 0,92 0,97 0,98 0,92

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,05 1,04 1,02 1,05

230 Min 0,97 0,96 0,96 0,96 0,94 0,93 0,94 0,94 0,94 0,92 0,96 0,96 0,92

69 Max 1,02 1,03 1,03 1,03 1,06 1,03 1,04 1,03 1,04 1,05 1,05 1,03 1,06

69 Min 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,96 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,96

138 Max 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 - - 0,99

138 Min 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 - - -

69 Max 1,03 1,05 1,07 1,07 1,03 1,05 1,04 1,03 1,05 1,14 1,08 1,04 1,14

69 Min 0,97 0,97 0,90 0,90 0,95 0,92 0,94 0,90 0,92 0,90 0,91 0,96 0,90

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,05 1,05 1,02 1,05

230 Min 0,98 0,97 0,97 0,97 0,94 0,93 0,95 0,95 0,95 0,93 0,97 0,97 0,93

138 Max 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,03 1,03 1,03 1,03 1,08 1,07 1,04 1,08

138 Min 0,99 1,00 0,99 0,99 0,98 0,96 0,98 0,98 0,98 0,96 0,99 1,00 0,96

69 Max 1,02 1,02 1,03 1,03 1,04 1,03 1,03 1,03 1,03 1,08 1,06 1,03 1,08

69 Min 0,98 0,98 0,97 0,97 0,96 0,97 0,98 0,97 0,97 0,96 0,98 0,99 0,96

138 Max 1,02 1,03 1,04 1,04 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,06 1,03 1,02 1,06

138 Min 0,98 0,98 0,98 0,98 0,96 0,96 0,97 0,96 0,96 0,94 0,90 0,98 0,90

69 Max 1,03 1,03 1,04 1,04 1,05 1,03 1,03 1,05 1,04 1,07 1,05 1,04 1,07

69 Min 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,98 0,96

230 Max 1,04 1,03 1,04 1,04 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,14 1,08 1,04 1,14

230 Min 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,98 0,99 0,98 0,98 0,97 0,98 1,00 0,97

138 Max 1,06 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06 1,06 1,05 1,06

138 Min 0,99 0,99 0,98 0,98 0,98 0,99 0,98 1,00 0,99 1,00 1,00 1,01 0,98

138 Max 1,02 1,03 1,04 1,04 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 1,07 1,06 1,03 1,07

138 Min 0,98 0,98 0,92 0,92 0,97 0,93 0,98 0,97 0,97 0,98 0,98 0,99 0,92

69 Max 1,03 1,04 1,03 1,03 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,08 1,07 1,03 1,08

69 Min 0,98 0,98 0,91 0,92 0,98 0,97 0,98 0,97 0,97 0,98 0,98 0,98 0,91

138 Max 1,03 - 1,04 1,04 1,04 1,02 1,02 1,03 1,03 1,03 1,04 1,02 1,04

138 Min 0,97 - 0,98 0,98 0,96 0,96 0,96 0,96 0,95 0,93 0,95 0,96 -

69 Max 1,03 1,04 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,05 1,06 1,04 1,06

69 Min 0,93 0,98 0,97 0,97 0,94 0,96 0,97 0,97 0,97 0,95 0,95 0,97 0,93

138 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,07 1,05 1,07

138 Min 0,99 0,98 0,99 0,99 0,99 0,98 0,99 0,98 0,99 0,90 1,00 1,00 0,90

138 Max 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,04 1,03 1,05 1,05 1,05 1,05

138 Min 0,99 1,00 1,00 1,00 1,00 0,99 0,99 0,93 1,00 1,00 1,00 1,01 0,93

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,05 1,03 1,05 1,05 1,03 1,05

69 Min 0,97 0,98 0,98 0,98 0,99 0,98 0,99 0,97 0,99 0,99 0,99 0,98 0,97

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,07 1,06 1,03 1,07

230 Min 0,97 0,98 0,97 0,97 0,97 0,96 0,98 0,96 0,94 0,96 0,97 0,98 0,94

138 Max 1,02 1,02 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,08 1,07 1,04 1,08

138 Min 0,99 0,99 0,98 0,98 0,98 0,99 1,00 0,99 0,98 0,99 0,99 0,98 0,98

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,03 1,08 1,07 1,04 1,08

69 Min 0,98 0,99 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98

Pascuales

Policentro

Pomasqui

Posorja

Pucará

Quevedo

Manta

Méndez

Milagro

Molino

Montecristi

Mulaló

Nueva Babahoyo

Nueva Prosperina

Orellana

Portoviejo

Puyo

61


SubestaciónVoltaje


Max/

Min

138 Max 1,03 1,02 1,03 1,03 1,05 1,04 1,04 1,04 1,06 1,10 1,09 1,06 1,10

138 Min 0,98 0,98 0,99 0,99 0,96 0,96 0,97 0,98 0,92 0,94 0,98 0,97 0,92

69 Max 1,03 1,01 1,02 1,02 1,06 1,04 1,04 1,04 1,05 1,10 1,08 1,03 1,10

69 Min 0,97 0,97 0,98 0,98 0,96 0,97 0,97 0,97 0,93 0,96 0,98 0,98 0,93

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,06 1,03 1,06

230 Min 0,97 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96 0,97 0,95 0,96 0,96 0,97 0,97 0,95

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,03 1,04 1,03 1,03 1,06 1,03 1,06

69 Min 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97

138 Max 1,02 1,02 1,03 1,03 1,03 1,01 1,02 1,02 1,02 1,06 1,05 1,03 1,06

138 Min 0,99 0,98 0,98 0,98 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96 0,95 0,98 0,99 0,95

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,03 1,03 1,03 1,03 1,07 1,06 1,04 1,07

69 Min 1,00 1,00 0,99 0,99 0,97 0,98 0,97 0,96 0,96 0,96 1,00 1,00 0,96

230 Max - 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,20 1,02 1,07 1,06 1,03 1,20

230 Min - 0,97 0,97 0,97 0,95 0,96 0,98 0,97 0,96 0,97 0,94 0,98 0,94

138 Max - 1,03 1,02 1,02 1,02 - 1,03 1,25 1,03 1,07 1,07 1,03 1,25

138 Min - 0,97 0,97 0,97 0,96 - 0,98 0,98 0,97 0,99 0,97 0,99 -

500 Max - - - - - 1,05 1,02 1,04 1,05 1,07 1,09 1,02 1,09

500 Min - - - - - 0,96 0,97 0,93 0,97 0,97 0,97 0,98 0,93

138 Max 1,04 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,05 1,06 1,07 1,05 1,07

138 Min 0,99 0,96 0,98 0,98 0,96 0,96 0,97 0,96 0,97 0,96 0,99 0,97 0,96

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,07 1,05 1,03 1,07

69 Min 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,98 0,98 0,97

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,11 1,09 1,03 1,11

230 Min 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,99 0,98 0,98 0,95 0,98 1,00 0,95

138 Max 1,06 1,05 1,05 1,05 1,06 1,05 1,05 1,06 1,05 1,10 1,10 1,05 1,10

138 Min 0,99 1,00 0,99 0,99 0,99 0,99 1,01 1,00 0,99 0,95 0,99 1,01 0,95

46 Max 1,04 1,03 1,04 1,04 1,06 1,04 1,04 1,04 1,04 1,14 1,12 1,04 1,14

46 Min 0,97 0,96 0,93 0,93 0,96 0,96 0,97 0,97 0,97 0,88 0,96 0,98 0,88

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,03 1,03 1,11 1,11 1,04 1,11

230 Min 0,98 0,99 0,95 0,95 0,98 0,97 0,98 0,93 0,97 0,97 0,91 0,98 0,91

138 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,06 1,06 1,06 1,06

138 Min 0,98 0,99 0,98 0,98 0,99 0,98 0,99 1,00 0,99 0,99 0,98 0,99 0,98

69 Max 1,03 1,02 1,02 1,02 1,04 1,03 1,04 1,04 1,04 1,02 - 1,02 1,04

69 Min 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,99 0,98 0,98 0,99 - - -

230 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,06 1,07 1,03 1,03 1,03 1,05 1,05 1,05 1,07

230 Min 1,01 1,01 1,00 1,00 1,02 1,01 0,98 0,98 0,98 0,96 0,99 1,00 0,96

69 Max 1,02 1,02 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,05 1,04 1,03 1,05

69 Min 0,98 0,98 0,98 0,98 0,99 0,97 0,98 0,98 0,98 0,97 0,98 0,98 0,97

138 Max 1,05 1,05 1,07 1,07 1,05 1,05 1,04 1,05 1,05 1,08 1,06 1,06 1,08

138 Min 1,00 1,00 1,00 1,00 0,99 0,97 1,00 0,95 0,98 0,97 0,99 1,00 0,95

69 Max 1,03 1,03 1,05 1,05 1,05 1,04 1,03 1,04 1,05 1,08 1,05 1,05 1,08

69 Min 0,97 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97 0,95 0,97 0,97 0,95

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,07 1,04 1,07

230 Min 0,98 0,98 0,96 0,96 0,97 0,96 0,98 0,97 0,97 0,98 0,99 1,00 0,96

138 Max 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,07 1,06 1,04 1,07

138 Min 0,98 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 1,00 0,99 1,00 1,00 1,00 1,01 0,98

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,07 1,06 1,04 1,07

69 Min 0,98 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 1,00 0,99 0,99 0,99 1,00 1,00 0,98

230 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,04 1,04 1,02 1,04

230 Min 0,97 0,96 0,96 0,96 0,94 0,93 0,95 0,95 0,95 0,93 0,96 0,97 0,93

138 Max 1,02 1,02 1,03 1,03 1,03 1,02 1,02 1,02 1,02 1,04 1,04 1,03 1,04

138 Min 0,99 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,96 0,96 0,96 0,94 0,98 0,98 0,94

69 Max 1,02 1,02 1,02 1,02 1,04 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04

69 Min 0,98 0,98 0,98 0,98 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,94 0,98 0,94

138 Max 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,08 1,10 1,05 1,10

138 Min 0,97 0,98 0,97 0,97 0,97 0,98 0,99 0,96 0,98 0,95 0,97 0,97 0,95

69 Max 1,03 1,03 1,03 1,03 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,10 1,04 1,10

69 Min 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,98 0,97 0,96 0,96 0,97 0,97 0,96

138 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,04 1,05 1,05 1,05 1,04 1,04 1,05

138 Min 0,98 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96

46 Max 1,05 - - - - - - - - - - - 1,05

46 Min 0,97 - - - - - - - - - - - -

230 Max 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,03 1,04 1,04 1,05 1,05 1,05 1,05

230 Min 1,00 1,00 0,99 0,99 0,99 0,99 0,98 0,95 0,98 0,97 1,00 1,00 0,95

Quinindé

Riobamba

Salitral

Tulcán

Yanacocha

Zhoray

San Gregorio

San Rafael

Santa Elena

Santa Rosa

Santo Domingo

Sinincay

Tena

Totoras

Trinitaria

62

62

En las siguientes tablas se presenta la demanda máxima y cargabilidad

de cada mes en transformadores de CELEC EP-Transelectric. Se

visualiza que dos transformadores tuvieron una cargabilidad superior a

su capacidad nominal, el transformador de la subestación Posorja ATQ

con una cargabilidad del 102 %, y el transformador de la subestación

Totoras ATT con 119 %.

TABLA No. 56: DEMANDA MÁXIMA EN TRANSFORMADORES DE

LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T.

TABLA No. 57: CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES

En las siguientes tablas se presenta la cargabilidad de líneas de

transmisión de CELEC EP-Transelectric, se observa que ninguna línea

supera el 100%. Los resultados de cargabilidad corresponden a los

valores máximos presentados en cada mes.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicDmax/

año

AT1 43,00 27,07 26,94 27,12 26,89 27,13 26,68 26,57 28,79 25,88 33,65 25,75 33,08 33,65

AT2 75,00 27,89 55,50 27,99 48,53 28,11 27,54 27,47 26,95 26,88 28,42 26,64 34,02 55,50

Baños ATQ 33,30 - - - - - 13,06 13,60 14,79 13,69 14,47 14,14 14,01 14,79

Caraguay ATQ 225,00 128,28 129,42 132,77 127,10 125,18 117,56 115,73 113,92 108,14 108,87 130,95 114,01 132,77

Chone ATQ 100,00 58,02 58,76 60,63 58,72 58,00 59,09 60,10 59,38 58,94 0,07 51,47 57,12 60,63

Cuenca ATQ 99,90 79,37 76,65 69,33 66,77 65,82 82,05 79,34 61,62 60,09 63,56 64,25 58,50 82,05

Cumbaratza ATQ 33,30 - 8,67 9,65 10,13 10,57 10,35 8,53 8,59 8,49 9,31 8,93 8,91 10,57

Dos Cerritos ATK 165,00 155,69 159,15 158,18 153,74 164,52 153,53 145,32 154,41 148,91 152,87 151,24 153,68 164,52

ATT 300,00 43,93 37,48 33,34 37,38 58,01 56,74 48,59 65,35 66,00 75,61 83,10 73,56 83,10

ATI 600,00 - - - 407,64 374,17 367,54 364,90 366,34 421,08 554,15 470,40 313,46 554,15

ATJ 600,00 - - - 242,05 365,47 366,29 450,50 366,83 416,36 554,21 466,12 313,32 554,21

ATH 600,00 - - - - - - - - - - 471,80 314,28 471,80

Esclusas ATT 225,00 126,49 130,99 130,54 128,80 126,76 120,89 118,49 117,20 111,52 113,14 133,13 114,09 133,13

AA1 75,00 39,50 42,61 47,11 44,26 43,64 44,30 42,37 38,90 38,26 37,70 37,88 40,35 47,11

AA2 75,00 40,57 43,08 45,69 43,69 59,07 44,90 42,40 39,37 40,12 36,00 36,72 39,25 59,07

Gualaceo TRG 16,00 9,74 10,93 10,12 10,13 9,33 9,07 9,00 9,19 11,69 9,83 9,99 10,14 11,69

ATQ 66,66 41,07 42,39 42,08 39,00 37,33 37,72 42,58 47,71 39,94 41,03 42,35 42,35 47,71

ATR 66,66 40,51 41,89 41,67 38,22 38,50 38,49 43,96 39,71 39,39 42,54 41,86 41,97 43,96

T1 50,00 7,22 7,26 7,10 6,57 6,65 6,97 6,72 7,05 6,84 6,42 1,02 0,33 7,26

Limón TRE 6,66 1,49 1,44 1,41 1,39 1,39 2,34 2,39 1,39 2,24 2,57 1,37 1,35 2,57

Loja ATQ 66,70 33,33 27,21 26,60 27,32 25,27 26,91 24,86 26,83 27,17 28,93 28,29 28,43 33,33

Macas TRQ 66,70 35,65 35,04 34,87 34,94 35,95 38,11 36,82 36,14 33,92 35,37 33,94 33,43 38,11

ATQ 99,90 85,50 81,99 88,69 85,97 80,91 76,94 72,18 82,10 67,45 67,21 73,48 80,11 88,69

ATR 99,90 85,63 82,17 88,29 85,54 80,93 77,36 69,81 81,40 66,91 67,05 72,92 80,45 88,29

TRK 166,50 66,82 66,58 63,80 62,14 118,50 61,30 90,59 90,86 64,70 71,93 64,77 109,36 118,50

Manta ATQ 33,33 14,85 28,24 29,58 28,47 28,06 28,75 22,86 21,66 23,75 25,47 24,24 23,83 29,58

Méndez TRE 6,66 2,82 2,76 2,69 2,70 2,74 2,63 2,55 2,58 2,57 2,91 2,71 2,65 2,91

ATK 166,65 147,22 144,24 147,76 150,21 150,89 141,36 108,04 109,03 103,92 119,21 118,30 136,53 150,89

ATU 225,00 139,88 150,47 161,38 97,91 118,64 113,68 134,07 78,91 65,67 76,37 61,09 148,33 161,38

AT1 375,00 215,40 244,31 262,38 255,77 248,03 245,79 234,42 246,96 235,05 251,68 197,58 200,25 262,38

AT2 375,00 215,45 244,95 267,14 257,23 247,29 251,99 241,95 260,25 244,81 254,36 198,31 165,18 267,14

Montecristi ATQ 100,00 85,48 84,74 85,22 84,31 77,44 79,73 79,34 77,25 71,22 88,94 73,71 67,57 88,94

Móvil Efacec 1 TMK 60,00 - - - - - - - - - - - - -

Móvil Efacec 2 AMQ 375,00 - - - - - - - - - - - - -

Móvil Efacec 3 AMQ 375,00 - 26,35 27,94 26,85 27,05 26,29 25,92 25,95 25,54 27,13 26,37 26,28 27,94

Móvil Mitsubishi AMQ 100,00 - - - - - - - - - - - - -

Mulaló ATQ 66,70 53,08 51,59 48,09 47,64 48,51 45,91 45,35 48,42 48,14 52,96 53,57 51,62 53,57

ATQ 60,00 31,32 26,76 29,23 29,34 28,60 25,70 24,34 27,70 27,40 28,76 29,90 31,00 31,32

ATR 66,70 44,29 38,46 41,36 42,13 40,97 36,79 34,58 39,35 39,34 41,05 52,28 43,63 52,28

Nueva Prosperina TRK 225,00 171,45 178,94 176,27 175,16 178,13 168,18 163,89 163,60 156,79 162,66 159,06 161,01 178,94

Orellana ATQ 66,66 19,72 21,63 23,55 25,22 25,97 32,66 30,82 25,50 30,25 30,84 29,89 32,36 32,66

ATQ 200,00 71,07 71,89 76,10 74,81 76,75 75,46 77,23 78,83 73,69 75,97 73,90 44,14 78,83

ATR 200,00 72,18 73,05 77,53 76,28 112,90 77,05 78,95 80,38 75,20 77,60 75,21 45,05 112,90

ATT 375,00 139,43 210,52 199,56 228,11 266,43 251,05 267,44 265,59 255,30 259,26 204,29 166,95 267,44

ATU 375,00 112,90 193,17 183,96 209,58 271,31 230,64 246,04 242,77 233,32 237,37 187,33 153,08 271,31

Policentro ATQ 150,00 124,30 121,84 126,25 122,59 122,13 111,70 109,41 109,69 104,71 109,03 118,73 116,20 126,25

ATT 300,00 131,08 134,46 117,40 127,92 165,68 156,40 155,00 157,15 151,86 220,56 168,62 157,14 220,56

ATU 300,00 131,64 134,43 117,13 128,09 166,59 156,80 155,33 157,21 152,16 219,61 169,08 157,15 219,61

AA1 75,00 57,19 56,12 58,03 55,83 48,66 47,86 47,23 49,81 49,27 51,53 50,70 54,64 58,03

AA2 75,00 58,20 56,72 58,88 56,41 49,08 48,52 48,47 50,74 50,30 52,63 51,92 55,92 58,88

Posorja ATQ 33,30 34,07 17,03 15,97 16,65 17,30 16,96 16,40 16,70 15,81 21,26 20,69 21,18 34,07

Puyo ATQ 33,30 13,43 13,04 13,24 13,34 13,28 13,10 12,95 12,86 12,86 13,83 13,12 12,99 13,83

ATR 150,00 66,10 74,41 66,31 81,97 67,05 68,95 71,57 76,42 71,85 75,32 75,87 77,60 81,97

ATT 166,65 93,00 87,73 100,52 109,18 132,47 88,29 120,42 112,58 107,46 90,28 90,76 91,16 132,47

Quinindé ATQ 66,70 14,41 13,68 14,02 13,82 15,07 14,41 14,37 15,43 15,82 15,96 15,62 14,25 15,96

Riobamba TRK 99,90 78,52 79,07 72,96 71,15 71,64 70,13 73,13 73,59 72,13 85,04 83,25 83,18 85,04

ATQ 150,00 76,38 91,60 106,69 118,01 121,99 121,99 126,67 123,35 119,65 106,91 76,29 58,76 126,67

ATR 150,00 77,14 91,38 106,96 118,22 121,91 122,56 127,17 130,90 114,77 108,09 77,15 59,96 130,90

San Gregorio ATT 225,00 51,85 61,64 90,76 72,01 85,27 118,65 101,03 102,80 107,39 98,69 94,70 80,34 118,65

ATQ 66,70 30,85 30,78 32,26 33,09 31,57 30,06 30,37 30,78 27,13 27,36 27,18 33,42 33,42

ATR 66,70 33,20 32,49 35,06 36,37 35,10 34,11 32,83 48,25 29,81 30,61 29,68 35,46 48,25

ATT 375,00 197,02 197,61 202,50 195,51 206,37 206,05 199,41 196,92 181,72 183,88 188,13 167,66 206,37

ATU 375,00 168,98 168,33 173,58 163,07 173,69 174,23 165,91 164,92 151,77 151,93 156,13 131,25 174,23

TRN 75,00 61,38 58,12 57,86 57,26 64,41 62,88 64,42 62,90 60,58 63,44 62,71 57,97 64,42

TRP 75,00 64,51 60,28 61,30 60,38 67,94 66,38 67,48 65,20 63,92 67,06 66,26 61,28 67,94

ATQ 167,00 - - - - - - - - 99,02 99,84 101,01 97,30 101,01

ATR 99,99 81,00 84,18 82,08 70,78 94,83 70,12 76,56 88,02 85,48 - 0,05 58,13 94,83

ATT 166,65 67,10 61,56 60,27 61,27 74,80 61,01 120,47 71,54 78,63 82,25 73,20 81,63 120,47

ATU 166,65 82,42 69,73 65,81 64,09 79,41 63,89 77,09 76,83 104,65 86,25 101,42 87,29 104,65

Sinincay TRK 165,50 74,65 58,52 46,40 60,09 63,08 75,44 70,92 69,93 77,54 69,85 79,38 69,98 79,38

Tena TRQ 33,33 11,64 11,55 11,60 11,57 11,36 11,37 10,80 11,03 11,05 11,85 11,84 11,34 11,85

ATQ 99,99 57,71 55,74 56,25 53,16 54,27 54,20 38,01 53,48 52,12 41,82 53,21 55,70 57,71

ATT 99,99 103,12 103,86 93,48 104,07 104,90 119,07 97,95 112,62 88,78 74,77 90,59 94,85 119,07

ATQ 150,00 85,65 79,49 97,30 80,80 79,69 76,75 72,15 60,41 79,11 72,85 71,78 47,11 97,30

ATT 225,00 74,13 125,77 120,59 137,06 101,56 114,65 133,76 134,16 143,05 138,68 110,85 113,88 143,05

Tulcán ATQ 33,30 17,89 14,99 14,66 15,41 16,35 14,10 14,62 15,59 15,94 15,87 17,38 16,84 17,89

Pomasqui

Santo Domingo

Totoras

Trinitaria

Portoviejo

Quevedo

Salitral

Santa Elena

Santa Rosa

Subestación TransformadorCapacidad

(MVA)

Demanda máxima transformadores (MVA)

Ambato

El Inga

Esmeraldas

Ibarra

Machala

Milagro

Molino

Nueva Babahoyo

Pascuales


AT1 62,95 62,66 63,08 62,53 63,10 62,05 61,78 66,95 60,20 78,26 59,87 76,93

AT2 37,19 74,00 37,32 64,70 37,47 36,72 36,63 35,93 35,84 37,89 35,52 45,36

Baños ATQ - - - - - 39,22 40,84 44,41 41,12 43,45 42,47 42,06

Caraguay ATQ 57,01 57,52 59,01 56,49 55,63 52,25 51,43 50,63 48,06 48,39 58,20 50,67

Chone ATQ 58,02 58,76 60,63 58,72 58,00 59,09 60,10 59,38 58,94 0,07 51,47 57,12

Cuenca ATQ 79,45 76,72 69,40 66,84 65,88 82,14 79,42 61,68 60,15 63,62 64,31 58,55

Cumbaratza ATQ - 26,03 28,97 30,42 31,73 31,07 25,63 25,79 25,48 27,97 26,81 26,74

Dos Cerritos ATK 94,36 96,45 95,87 93,17 99,71 93,05 88,07 93,58 90,25 92,65 91,66 93,14

ATT 14,64 12,49 11,11 12,46 19,34 18,91 16,20 21,78 22,00 25,20 27,70 24,52

ATI - - - 67,94 62,36 61,26 60,82 61,06 70,18 92,36 78,40 52,24

ATJ - - - 40,34 60,91 61,05 75,08 61,14 69,39 92,37 77,69 52,22

ATH - - - - - - - - - - 78,63 52,38

Esclusas ATT 56,22 58,22 58,02 57,25 56,34 53,73 52,66 52,09 49,57 50,29 59,17 50,70

AA1 52,66 56,81 62,81 59,01 58,18 59,07 56,49 51,87 51,01 50,27 50,50 53,80

AA2 54,10 57,44 60,91 58,26 78,76 59,87 56,54 52,49 53,50 48,00 48,96 52,33

Gualaceo TRG 60,88 68,34 63,28 63,34 58,32 56,69 56,22 57,42 73,08 61,43 62,44 63,35

ATQ 61,61 63,59 63,12 58,51 56,00 56,58 63,88 71,57 59,92 61,55 63,54 63,54

ATR 60,78 62,85 62,51 57,33 57,75 57,74 65,95 59,57 59,09 63,82 62,79 62,96

T1 14,43 14,53 14,20 13,13 13,31 13,94 13,44 14,11 13,69 12,84 2,04 0,65

Limón TRE 22,42 21,63 21,15 20,86 20,92 35,08 35,94 20,85 33,59 38,59 20,61 20,32

Loja ATQ 49,97 40,80 39,88 40,96 37,88 40,34 37,27 40,22 40,73 43,37 42,42 42,63

Macas TRQ 53,45 52,53 52,28 52,38 53,90 57,13 55,20 54,18 50,85 53,03 50,88 50,12

ATQ 85,59 82,07 88,78 86,06 80,99 77,02 72,25 82,19 67,52 67,28 73,55 80,19

ATR 85,71 82,25 88,38 85,63 81,01 77,44 69,88 81,48 66,97 67,12 72,99 80,53

TRK 40,13 39,99 38,32 37,32 71,17 36,82 54,41 54,57 38,86 43,20 38,90 65,68

Manta ATQ 44,55 84,72 88,75 85,41 84,19 86,26 68,60 64,98 71,25 76,43 72,74 71,49

Méndez TRE 42,32 41,43 40,44 40,48 41,08 39,50 38,30 38,80 38,54 43,68 40,69 39,75

ATK 88,34 86,55 88,66 90,14 90,54 84,83 64,83 65,42 62,36 71,53 70,99 81,93

ATU 62,17 66,88 71,72 43,52 52,73 50,52 59,59 35,07 29,19 33,94 27,15 65,92

AT1 57,44 65,15 69,97 68,20 66,14 65,54 62,51 65,86 62,68 67,12 52,69 53,40

AT2 57,45 65,32 71,24 68,59 65,94 67,20 64,52 69,40 65,28 67,83 52,88 44,05

Montecristi ATQ 85,48 84,74 85,22 84,31 77,44 79,73 79,34 77,25 71,22 88,94 73,71 67,57

Móvil Efacec 1 TMK - - - - - - - - - - - -

Móvil Efacec 2 AMQ - - - - - - - - - - - -

Móvil Efacec 3 AMQ - 7,03 7,45 7,16 7,21 7,01 6,91 6,92 6,81 7,23 7,03 7,01

Móvil Mitsubishi AMQ - - - - - - - - - - - -

Mulaló ATQ 79,58 77,34 72,09 71,43 72,73 68,83 68,00 72,59 72,17 79,40 80,31 77,39

ATQ 52,19 44,60 48,72 48,89 47,67 42,83 40,57 46,17 45,67 47,93 49,84 51,67

ATR 66,41 57,66 62,02 63,17 61,43 55,16 51,85 59,00 58,98 61,55 78,39 65,42

Nueva Prosperina TRK 76,20 79,53 78,34 77,85 79,17 74,75 72,84 72,71 69,69 72,29 70,69 71,56

Orellana ATQ 29,59 32,45 35,33 37,84 38,95 48,99 46,24 38,26 45,37 46,26 44,84 48,55

ATQ 35,54 35,95 38,05 37,41 38,37 37,73 38,61 39,42 36,85 37,98 36,95 22,07

ATR 36,09 36,52 38,77 38,14 56,45 38,52 39,47 40,19 37,60 38,80 37,61 22,52

ATT 37,18 56,14 53,22 60,83 71,05 66,95 71,32 70,82 68,08 69,14 54,48 44,52

ATU 30,11 51,51 49,06 55,89 72,35 61,50 65,61 64,74 62,22 63,30 49,95 40,82

Policentro ATQ 82,87 81,23 84,16 81,73 81,42 74,46 72,94 73,13 69,81 72,69 79,15 77,47

ATT 43,69 44,82 39,13 42,64 55,23 52,13 51,67 52,38 50,62 73,52 56,21 52,38

ATU 43,88 44,81 39,04 42,70 55,53 52,27 51,78 52,40 50,72 73,20 56,36 52,38

AA1 76,25 74,83 77,37 74,45 64,88 63,81 62,97 66,41 65,69 68,70 67,61 72,86

AA2 77,60 75,62 78,51 75,22 65,44 64,69 64,63 67,66 67,07 70,17 69,22 74,56

Posorja ATQ 102,30 51,13 47,94 50,00 51,94 50,92 49,26 50,14 47,49 63,85 62,15 63,61

Puyo ATQ 40,33 39,15 39,75 40,05 39,88 39,33 38,87 38,61 38,62 41,53 39,41 39,00

ATR 44,07 49,61 44,20 54,65 44,70 45,96 47,71 50,94 47,90 50,22 50,58 51,73

ATT 55,80 52,64 60,32 65,51 79,49 52,98 72,26 67,55 64,48 54,17 54,46 54,70

Quinindé ATQ 21,60 20,51 21,03 20,71 22,59 21,61 21,55 23,13 23,71 23,93 23,42 21,36

Riobamba TRK 78,60 79,15 73,03 71,22 71,72 70,20 73,21 73,66 72,20 85,12 83,33 83,26

ATQ 50,92 61,07 71,12 78,67 81,33 81,32 84,45 82,24 79,77 71,27 50,86 39,17

ATR 51,43 60,92 71,31 78,81 81,27 81,71 84,78 87,27 76,51 72,06 51,43 39,97

San Gregorio ATT 23,04 27,40 40,34 32,00 37,90 52,73 44,90 45,69 47,73 43,86 42,09 35,70

ATQ 46,25 46,15 48,37 49,61 47,34 45,06 45,53 46,15 40,68 41,02 40,75 50,10

ATR 49,77 48,71 52,57 54,52 52,62 51,14 49,22 72,34 44,69 45,89 44,49 53,16

ATT 52,54 52,70 54,00 52,14 55,03 54,95 53,18 52,51 48,46 49,03 50,17 44,71

ATU 45,06 44,89 46,29 43,49 46,32 46,46 44,24 43,98 40,47 40,51 41,63 35,00

TRN 81,84 77,49 77,15 76,35 85,88 83,85 85,89 83,87 80,78 84,59 83,62 77,29

TRP 86,01 80,38 81,73 80,51 90,59 88,51 89,98 86,94 85,22 89,41 88,35 81,70

ATQ - - - - - - - - 59,29 59,78 60,49 58,26

ATR 81,01 84,19 82,09 70,79 94,84 70,13 76,57 88,03 85,49 - 0,05 58,13

ATT 40,27 36,94 36,16 36,77 44,88 36,61 72,29 42,93 47,18 49,35 43,92 48,98

ATU 49,46 41,85 39,49 38,46 47,65 38,34 46,26 46,10 62,80 51,76 60,86 52,38

Santo Domingo

Cargabilidad (%)

El Inga

Esmeraldas

Ibarra

Machala

Milagro

Molino

Nueva Babahoyo

Pascuales

Portoviejo

Quevedo

Salitral

Santa Elena

Subestación

Pomasqui

Transformador

Ambato

Santa Rosa

63

63

TABLA No. 58: CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE

138 kV


230 kV


500 kV

Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T.

En la TABLA No. 61 y FIG. No. 46 se presenta el balance del transmisor,

durante el 2016 las subestaciones que forman parte del S.N.T. recibieron

20.681,38 GWh de energía y entregaron 20.096,53 GWh, se registraron

584,85 GWh de pérdidas totales, que representan el 2,83 % del total de

energía. El porcentaje más alto se registró en julio con un valor de 3,66

%.


Baños - Agoyán C1 165 47,27 48,17 47,73 47,97 49,29 48,32 49,77 48,17 48,01 55,34 48,86 47,00

Baños - Agoyán C2 165 47,20 47,96 48,27 48,29 49,17 48,22 49,58 48,04 47,86 47,40 48,21 46,91

Baños - Puyo C1 90 48,97 51,16 55,61 52,05 58,95 62,44 61,36 52,74 50,09 52,68 51,77 46,40

Chongón - Posorja C1 113 31,11 28,28 27,95 28,46 28,76 29,82 29,33 28,95 28,53 29,62 30,73 31,25

Chongón - Santa Elena C1 113 39,89 42,44 31,16 32,48 29,97 29,36 28,44 28,00 33,04 30,17 22,76 27,32

Cuenca - Gualaceo C1 88,8 86,74 84,83 85,37 67,02 49,91 49,79 54,33 51,60 53,14 51,31 67,93 31,58

Cuenca - Loja C2 100 55,47 30,88 32,77 37,05 33,98 32,52 30,65 32,38 36,16 53,35 34,49 32,55

Cuenca - Yanacocha C1 100 - 30,48 30,64 31,40 32,36 31,26 29,33 30,53 31,24 32,06 32,19 30,80

Daule Peripa - Chone C1 113,2 55,12 53,53 55,32 57,25 52,16 53,64 53,91 60,69 61,07 55,09 52,96 55,32

Daule Peripa - Portoviejo C1 113,2 31,98 36,74 46,15 45,75 63,92 53,26 30,51 34,11 33,63 28,42 31,16 34,45

Daule Peripa - Portoviejo C2 113,2 29,21 34,19 44,39 43,43 50,07 42,44 28,39 34,15 28,61 24,94 26,86 26,27

Esclusas - Caraguay C1 148 44,35 44,25 45,61 43,62 42,83 40,27 39,59 38,98 39,00 37,24 47,18 41,24

Esclusas - Caraguay C2 148 43,65 43,62 44,92 42,99 42,18 39,71 39,01 38,37 38,44 36,68 46,42 40,65

Gualaceo - Limón C1 88,8 91,40 90,10 90,53 71,25 53,64 54,26 55,55 55,12 54,40 54,76 72,89 35,81

Ibarra - Tulcán C1 115,5 15,84 13,64 13,35 13,61 14,89 12,88 13,42 14,33 15,14 18,32 16,27 15,76

Jaramijó - Manta C1 110 13,66 26,89 27,47 27,06 26,69 27,67 21,34 20,07 23,72 23,83 23,91 22,81

Jaramijó - Montecristi C1 138 86,76 83,64 80,79 72,94 20,34 77,32 78,25 72,67 73,17 74,74 85,68 81,95

Limón - Méndez C1 88,8 94,96 93,68 94,17 75,18 56,44 55,98 57,45 57,08 56,15 56,45 75,25 37,26

Méndez - Macas C1 88,8 40,46 39,87 39,66 39,70 40,91 43,32 41,71 41,25 39,87 40,24 40,46 39,46

Milagro - Nueva Babahoyo C1 247 32,52 27,78 29,97 30,64 29,91 26,49 24,89 28,50 29,46 29,73 32,07 33,84

Milagro - San Idelfonso C1 113,5 49,73 69,92 68,14 41,74 40,75 54,98 65,15 29,20 27,57 38,99 36,71 78,90

Milagro - San Idelfonso C2 113,5 49,68 70,02 68,19 41,84 37,41 54,87 65,16 29,97 27,54 39,10 36,80 78,54

Molino - Cuenca C1 100 66,63 47,47 55,39 55,07 45,73 63,06 52,78 58,75 47,18 50,12 56,38 51,73

Molino - Cuenca C2 100 67,14 47,91 55,69 55,53 46,17 63,45 53,06 58,99 47,48 50,53 56,72 52,08

Mulaló - Vicentina C1 112 52,33 65,12 75,80 74,24 74,56 66,69 70,49 59,40 62,02 55,38 53,90 41,85

Pascuales - Chongón C1 113 84,23 77,52 70,58 66,82 73,79 76,70 68,77 75,42 78,20 67,32 35,51 53,42

Pascuales - Chongón C2 113 84,22 77,47 70,80 66,75 73,60 76,69 68,68 78,14 78,37 67,38 35,58 53,47

Pascuales - Salitral C1 126 40,65 64,19 62,07 78,10 54,48 61,05 75,05 78,46 81,89 72,21 54,67 50,98

Pascuales - Salitral C2 126 40,75 64,49 62,34 78,42 56,30 61,14 75,50 79,06 82,12 72,45 55,16 51,26

Policentro - Pascuales C1 126 53,64 52,76 54,08 57,49 59,18 54,03 48,50 52,30 51,73 50,61 58,89 60,32

Policentro - Pascuales C2 126 53,82 54,87 54,62 55,89 57,67 53,62 48,69 66,72 52,73 52,70 57,74 59,40

Pomasqui - Ibarra C1 112 49,95 51,49 49,70 48,56 61,97 46,77 51,76 51,67 51,52 54,90 54,50 54,47

Pomasqui - Ibarra C2 112 43,66 44,22 43,80 41,35 41,78 40,90 46,19 86,83 44,03 57,87 47,96 60,73

Portoviejo - San Gregorio C1 110 59,15 69,11 76,15 65,72 44,16 64,57 48,55 71,76 78,77 74,65 77,70 78,97

Pucará - Ambato C1 112 61,61 72,19 79,28 76,28 77,91 79,98 64,71 70,61 63,42 62,38 44,28 53,92

Pucará - Mulaló C1 148 68,15 77,17 79,00 77,26 79,01 71,54 74,05 71,55 70,68 62,01 74,35 50,46

Puyo - Tena C1 90 32,92 36,53 39,64 39,02 42,82 49,98 47,62 38,06 41,09 44,78 39,91 44,34

Quevedo - Daule Peripa C1 113,2 46,85 45,34 60,80 72,05 73,97 50,74 31,12 42,04 34,21 43,03 51,72 47,16

Quevedo - Daule Peripa C2 113,2 46,73 45,10 61,38 72,15 55,99 40,02 31,03 42,07 34,43 30,53 76,02 46,88

Quinindé - Esmeraldas C1 113,2 87,10 58,58 59,29 51,75 28,08 34,66 25,22 25,84 25,72 53,74 58,54 57,26

Salitral - Trinitaria C1 190 21,54 32,12 33,65 39,13 46,96 39,10 36,91 40,92 18,67 15,62 28,72 23,29

Salitral - Trinitaria C2 190 21,99 42,89 34,72 40,55 49,03 40,52 37,95 42,39 19,16 16,06 29,54 23,97

San Gregorio - Montecristi C1 110 82,45 78,08 70,95 63,46 70,45 76,76 70,46 71,12 79,58 79,45 81,13 85,29

San Idelfonso - Machala C1 113,5 76,62 73,36 79,08 78,04 72,25 68,81 62,03 72,29 62,74 62,17 67,04 73,58

San Idelfonso - Machala C2 113,5 76,61 73,33 79,04 78,08 72,34 69,02 74,81 72,23 62,80 62,24 66,94 73,68

San Idelfonso - Termo Gas Machala C1 296 63,10 78,08 80,28 77,42 76,61 75,10 66,72 66,63 68,64 65,59 79,47 79,48

Santo Domingo - Esmeraldas C1 113,2 82,81 57,20 58,41 67,11 56,39 53,35 45,68 43,43 71,07 66,76 53,35 52,00

Santo Domingo - Quinindé C1 113,2 82,81 54,61 54,29 44,79 56,39 46,53 43,48 36,09 37,47 42,05 46,68 47,14

Tena - Francisco de Orellana C1 90 22,32 24,78 26,93 28,81 29,97 39,55 36,65 29,29 35,77 36,73 37,09 38,95

Totoras - Ambato C1 148 78,02 81,87 82,91 82,91 84,18 86,94 76,87 72,97 70,81 64,38 59,85 61,48

Totoras - Baños C1 165 46,10 46,88 46,41 45,72 45,77 45,63 48,31 45,82 48,71 46,51 61,21 47,20

Totoras - Baños C2 165 49,98 50,55 49,07 45,44 45,72 56,79 67,33 45,67 48,88 46,54 61,13 47,28

Tulcán - Panamericana C1 115,5 0,97 1,01 1,02 1,07 1,03 1,03 1,05 1,04 1,03 33,66 1,12 1,05

Yanacocha - Cumbaratza C1 88,8 - 10,55 11,22 11,52 11,98 11,77 9,99 10,06 10,24 10,67 10,55 10,61

Yanacocha - Loja C1 100 - 19,66 20,63 21,05 20,37 19,66 19,23 20,16 20,75 21,63 21,83 19,97

Cargabilidad (%)Capacidad

de diseño

(MVA)

Circuito

138

Voltaje

(kV)Nombre L/T


Chongón - Santa Elena C1 113 33,40 35,15 33,16 32,77 30,37 29,45 28,64 43,39 33,01 41,35 22,73 30,67

Dos Cerritos - Pascuales C1 353 36,23 30,98 26,89 24,64 29,92 33,55 46,57 46,73 50,94 25,03 29,83 32,79

El Inga - Pomasqui C1 494 10,96 16,42 26,44 26,91 38,96 39,04 31,03 46,16 41,80 70,57 65,83 38,11

El Inga - Pomasqui C2 494 13,66 - 26,44 26,82 38,95 38,97 30,98 46,13 41,76 71,66 66,09 38,13

Esclusas - Termoguayas C1 247 49,92 50,49 49,09 45,81 45,05 43,92 42,80 44,90 45,77 47,95 47,68 48,87

Esclusas - Trinitaria C1 494 26,27 38,27 35,31 39,35 36,31 31,00 33,50 39,58 47,25 40,50 32,29 34,92

Machala - Zorritos C1 332 17,96 18,18 28,11 9,63 12,31 12,26 11,74 11,48 11,28 10,55 9,70 20,72

Machala - Zorritos C2 332 0,00 0,00 67,35 0,00 0,00 - - 0,00 - - - -

Milagro - Dos Cerritos C1 353 26,96 36,99 36,99 44,21 43,69 63,33 77,71 74,97 76,59 56,67 61,54 43,28

Milagro - Esclusas C1 494 - 34,58 33,15 38,49 39,37 48,94 77,42 62,95 49,57 47,95 47,73 41,74

Milagro - Machala C1 494 1,29 1,29 2,86 1,34 1,27 1,28 12,88 1,25 1,27 1,38 1,28 1,25

Milagro - Machala C2 494 4,79 4,79 5,02 19,54 22,63 14,40 68,43 18,84 15,28 15,81 14,17 22,68

Milagro - Pascuales C1 353 19,90 32,63 32,54 34,22 70,78 57,30 74,45 71,67 73,81 51,39 54,97 36,74

Milagro -Zhoray C1 353 56,03 68,86 73,43 79,02 85,57 98,54 64,45 62,99 62,19 65,34 60,25 50,42

Milagro -Zhoray C2 353 56,04 68,80 73,42 78,08 85,50 98,48 64,36 62,86 62,18 67,48 60,52 52,02

Molino - Pascuales C1 342 50,54 64,11 66,31 76,06 78,96 79,52 74,39 67,69 67,50 72,59 65,36 51,27

Molino - Pascuales C2 342 50,10 63,50 65,79 75,48 74,19 78,75 75,13 67,45 69,17 73,47 62,85 50,81

Molino - Riobamba C1 342 63,74 67,96 71,64 71,69 66,90 57,82 56,92 6,92 6,78 0,07 48,04 44,62

Molino - Totoras C1 342 57,55 63,43 67,40 79,81 62,48 52,08 64,29 72,07 75,75 70,93 58,04 47,55

Nueva Prosperina - Trinitaria C1 353 25,38 29,20 26,71 27,19 40,56 20,17 22,81 25,59 37,95 21,93 17,69 23,69

Pascuales - Esclusas C1 353 14,40 20,22 17,15 20,98 19,17 28,23 25,43 29,43 32,71 26,17 21,63 26,19

Pascuales - Nueva Prosperina C1 353 37,25 43,99 41,29 47,16 40,91 53,13 52,91 57,41 46,84 53,20 47,20 55,24

Pomasqui - Jamondino 1 C1 332 17,21 24,23 32,65 35,35 31,19 18,01 16,27 35,87 27,36 23,18 25,88 14,33




Quevedo - Baba C1 353 34,60 34,49 37,24 42,04 34,91 48,00 32,06 46,21 62,38 57,85 40,50 48,04

Quevedo - Pascuales C1 353 24,61 33,74 28,39 37,02 33,83 39,66 35,10 49,50 41,12 57,50 61,41 49,46

Quevedo - Pascuales C2 353 24,49 33,80 28,31 37,04 32,39 39,53 38,13 49,63 45,76 57,43 64,95 49,37

Quevedo - San Gregorio C1 353 14,94 17,66 26,12 20,63 24,47 34,10 28,90 29,63 32,44 28,53 29,17 24,74

San Francisco - Totoras C1 332 66,37 66,81 66,38 66,89 65,45 66,39 68,09 36,05 36,67 35,70 35,40 65,65

San Francisco - Totoras C2 332 0,00 3,00 2,89 2,99 0,00 - 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Santa Rosa - El Inga C1 494 18,28 19,45 25,05 28,59 41,53 45,03 40,39 41,02 42,87 65,21 75,04 56,36

Santa Rosa - El Inga C2 494 17,10 19,44 34,30 36,66 41,61 51,39 40,50 41,12 44,85 68,68 76,35 56,58

Santa Rosa - Pomasqui C1 332 32,53 29,86 41,73 38,12 30,56 22,17 18,32 27,06 22,22 22,69 29,86 18,64

Santa Rosa - Pomasqui C2 332 32,49 29,80 41,99 37,96 30,49 21,87 18,32 25,85 22,05 78,63 20,77 18,64

Santa Rosa - Santo Domingo C1 342 49,01 53,04 60,58 56,31 40,32 63,05 47,99 46,76 57,16 63,90 48,08 61,98

Santa Rosa - Santo Domingo C2 342 48,85 52,91 60,43 56,05 40,18 62,68 60,78 55,69 56,01 63,85 47,99 61,89

Santa Rosa - Totoras C1 342 61,11 65,99 70,31 69,11 73,30 73,50 71,61 64,69 52,47 75,12 61,91 41,54

Santa Rosa - Totoras C2 342 62,68 67,83 72,28 71,03 75,01 74,49 72,04 64,89 52,83 45,66 63,30 42,09

Santo Domingo - Baba C1 353 43,79 44,81 47,64 51,94 43,20 48,02 30,46 53,14 62,58 58,54 41,69 47,90

Santo Domingo - Quevedo C1 353 40,46 39,74 43,74 48,71 38,72 47,48 32,85 50,42 39,57 46,73 40,89 47,19

Totoras - Riobamba C1 342 45,75 52,77 56,89 65,19 50,62 42,35 42,31 22,25 22,65 25,95 54,30 56,39

Zhoray - Molino C1 353 51,14 57,87 62,24 59,59 68,99 82,50 90,89 91,67 93,49 91,51 91,45 45,34

Zhoray - Molino C2 353 51,26 57,18 61,21 58,84 68,42 78,74 73,81 66,14 67,92 71,99 47,88 44,89

Zhoray - Sinincay C1 332 22,74 17,80 14,12 48,16 46,90 70,74 21,95 21,61 25,19 21,51 25,33 22,38

230

Voltaje

(kV)Nombre L/T Circuito

Capacidad

de diseño

(MVA)

Cargabilidad (%)


Coca Codo Sinclair - San Rafael 1 C1 1.732,05 - - - - - - - 42,80 44,26 53,41 50,42 45,63

Coca Codo Sinclair - San Rafael 2 C1 1.732,05 - - - - - - - - - - 42,55 28,26

San Rafael - El Inga 1 C1 1.732,01 - - - - - - - 42,75 45,10 42,94 53,97 52,35

Cargabilidad (%)

500

Voltaje

(kV)Nombre L/T Circuito

Capacidad

de diseño

(MVA)

64

64

TABLA No. 61: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T.

FIG. No. 46: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T.

Facturación de la unidad de negocio CELEC EP-

TRANSELECTRIC

La facturación correspondiente a la tarifa fija de transmisión durante el

2016 fue 77,17 MUSD, en los que se incluyen los valores facturados a las

distribuidoras, autogeneradoras y clientes no regulados.

La siguiente figura y tabla muestran las cifras de la demanda máxima en

los puntos de entrega y de la facturación que resulta de aplicar un cargo

en USD/kW por cada kW de demanda máxima mensual no coincidente.

FIG. No. 47: DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE MENSUAL

TABLA No. 62: DEMANDA MÁXIMA DE AGENTES Y VALORES FACTURADOS

Mes

Energía

Recibida

(GWh)

Energía

Entregada

(GWh)

Pérdidas

del S.N.T.

(GWh)

Pérdidas

del S.N.T.

(%)

Ene 1.687,78 1.642,15 45,63 2,70

Feb 1.619,42 1.568,33 51,09 3,15

Mar 1.886,12 1.822,12 64,00 3,39

Abr 1.665,90 1.678,76 -12,86 -0,77

May 1.869,35 1.801,22 68,13 3,64

Jun 1.758,10 1.696,48 61,63 3,51

Jul 1.701,98 1.639,71 62,26 3,66

Ago 1.728,54 1.665,57 62,96 3,64

Sep 1.680,31 1.626,17 54,14 3,22

Oct 1.693,47 1.643,67 49,80 2,94

Nov 1.641,92 1.609,43 32,49 1,98

Dic 1.748,50 1.702,91 45,59 2,61

Total 20.681,38 20.096,53 584,85 2,83


Energía Recibida 1.687,78 1.619,42 1.886,12 1.665,90 1.869,35 1.758,10 1.701,98 1.728,54 1.680,31 1.693,47 1.641,92 1.748,50

Energía Entregada 1.642,15 1.568,33 1.822,12 1.678,76 1.801,22 1.696,48 1.639,71 1.665,57 1.626,17 1.643,67 1.609,43 1.702,91

Pérdidas del S.N.T. 2,70 3,15 3,39 -0,77 3,64 3,51 3,66 3,64 3,22 2,94 1,98 2,61

-1,00

-0,50

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

1.600,00

1.800,00

2.000,00

GWh %


Demanda Máx 3.594,4 3.624,7 3.647,8 3.585,1 3.598,1 3.531,2 3.469,8 3.464,2 3.528,8 3.503,9 3.605,4 3.639,9

3.350

3.400

3.450

3.500

3.550

3.600

3.650

3.700

MW

Agente Valores Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MW 17,93 18,28 17,55 17,64 17,77 17,64 17,44 17,89 18,17 18,74 18,68 19,45

USD 31.732,17 32.357,68 21.317,68 21.436,80 21.584,15 21.433,44 21.193,12 21.739,24 32.446,02 33.475,41 33.879,85 35.270,41

MW 168,64 168,12 174,76 172,68 175,94 169,35 169,22 163,77 163,92 157,83 161,97 168,25

USD 298.492,78 297.570,21 312.522,72 308.849,58 314.654,58 302.933,62 302.725,93 293.009,90 292.777,29 281.975,99 293.833,48 305.019,47

MW 93,76 91,55 97,06 93,39 96,95 98,74 92,29 87,46 87,01 83,60 86,46 90,91

USD 165.950,22 162.044,83 173.566,98 167.029,12 173.384,76 176.630,42 165.099,40 156.472,83 155.397,59 149.346,37 156.856,80 164.816,32

MW 889,34 923,59 938,22 901,91 915,46 868,56 846,47 843,83 876,17 835,74 867,10 884,44

USD 1.574.137,69 1.634.753,31 1.677.786,07 1.613.131,64 1.637.264,56 1.553.654,11 1.514.334,05 1.509.740,49 1.564.878,67 1.493.083,52 1.573.048,12 1.603.423,61

MW 321,62 329,44 317,38 312,24 332,51 320,03 308,95 319,38 316,38 319,57 333,41 335,01

USD 569.273,16 583.102,06 567.554,90 558.456,69 594.680,86 572.463,65 552.704,60 571.420,38 565.072,39 570.929,17 604.854,24 607.346,19

MW 73,80 72,77 75,32 75,40 76,09 72,00 69,43 72,32 73,03 71,52 72,91 76,05

USD 130.618,93 128.811,28 134.692,14 134.864,40 136.092,40 128.789,44 124.211,96 129.399,21 130.437,94 127.778,38 132.266,94 137.877,63

MW 272,50 276,96 286,45 278,04 251,30 251,63 252,46 252,59 253,73 257,49 254,87 272,85

USD 482.332,46 490.215,60 512.253,11 497.297,71 449.443,88 450.107,23 451.651,13 451.916,67 453.166,56 460.015,96 462.379,66 494.665,14

MW 104,77 106,14 107,52 107,91 109,06 105,14 101,39 103,20 99,04 101,28 102,97 108,49

USD 185.435,91 187.869,19 192.280,74 193.003,41 195.044,23 188.070,50 181.392,83 184.647,25 176.882,53 180.942,57 186.795,17 196.685,06

MW 106,34 112,15 107,24 107,64 97,18 99,73 95,94 101,74 94,82 99,50 | 118,44

USD 188.217,68 198.502,71 191.775,64 192.519,30 173.798,84 178.392,27 171.630,33 182.025,90 169.354,96 177.768,28 184.441,99 214.729,88

MW 93,72 91,02 93,94 93,18 95,95 95,29 95,01 95,82 94,99 95,43 98,36 97,05

USD 165.882,78 161.108,29 167.992,77 166.655,69 171.599,34 170.445,78 169.970,96 171.431,17 169.663,26 170.492,42 178.438,78 175.946,82

MW 60,59 60,02 57,84 57,39 54,42 53,77 51,32 53,45 57,50 57,12 58,73 57,94

USD 107.236,80 106.231,85 103.436,92 102.645,50 97.333,91 96.190,43 91.816,75 95.635,82 102.695,50 102.046,47 106.553,95 105.039,15

MW 1,99 0,82 0,81 0,84 1,05 1,78 0,74 2,13 3,15 2,40 2,10 1,16

USD 3.519,55 1.459,34 1.442,45 1.491,06 1.853,18 3.157,83 1.306,18 3.764,77 5.577,77 4.255,66 3.710,34 2.050,02

MW 115,04 114,86 114,91 115,22 116,33 114,48 113,27 111,97 116,24 117,78 118,65 118,69

USD 203.616,37 203.297,05 204.737,97 205.327,89 207.292,78 204.027,89 201.898,35 199.611,36 206.852,74 209.652,34 211.727,87 211.650,92

MW 18,66 18,64 18,56 18,32 18,22 18,13 18,01 18,20 18,36 18,57 18,81 18,86

USD 33.031,24 32.996,96 32.377,73 31.966,15 31.781,30 31.645,73 31.432,95 31.773,90 31.997,96 32.364,79 5.574,87 5.583,93

MW 177,99 180,05 178,75 179,14 179,83 177,75 175,58 175,78 181,88 183,34 182,45 181,18

USD 315.038,46 318.683,01 319.689,08 320.440,14 321.656,06 317.985,53 314.154,25 314.530,69 324.880,44 327.585,47 332.263,52 329.716,82

MW 78,08 77,54 75,63 78,02 78,17 76,99 80,92 80,19 80,55 79,75 84,42 79,44

USD 138.201,01 137.253,42 133.620,40 137.865,52 138.115,66 136.052,69 143.024,35 141.731,94 142.122,66 140.747,79 125.403,58 117.925,33

MW 97,95 97,84 97,88 96,68 95,93 94,97 97,76 94,78 97,06 100,57 102,71 102,28

USD 173.364,14 173.184,18 167.902,85 165.864,75 164.577,00 162.958,10 167.755,74 162.665,62 166.282,89 172.336,29 167.295,49 166.474,30

MW 686,69 686,85 683,55 678,13 684,82 678,65 668,23 666,89 680,83 661,84 701,38 674,52

USD 1.215.443,70 1.215.726,57 1.215.585,13 1.206.152,80 1.217.975,06 1.207.202,41 1.188.818,62 1.186.542,83 1.209.247,22 1.175.847,96 1.259.699,26 1.210.653,40

MW 65,01 65,87 67,03 64,87 64,86 65,37 67,43 66,85 68,23 69,90 71,87 70,56

USD 115.072,73 116.588,27 117.939,73 114.157,88 114.142,95 115.049,37 118.701,47 117.680,02 119.911,64 122.869,84 106.039,87 104.028,56

MW 63,56 61,82 63,08 63,13 62,75 62,29 61,52 62,63 63,16 64,57 64,78 64,71

USD 112.498,10 109.415,07 76.621,21 76.700,18 76.228,35 75.690,54 74.765,88 76.119,88 76.622,13 78.357,76 77.537,56 77.406,66

MW 7,05 - - - - 7,08 7,38 - - 12,20 10,76 11,67

USD 12.472,23 - - - - 12.532,82 13.066,73 - - 21.597,57 19.037,23 20.663,12

MW 0,37 0,37 3,54 3,30 3,69 3,53 3,32 4,38 4,48 4,51 4,18 4,19

USD 655,56 656,37 6.259,43 5.842,73 6.538,71 6.247,79 5.870,07 7.752,85 7.929,98 7.990,00 7.402,95 7.418,86

MW 4,62 4,53 4,55 4,54 4,35 4,47 4,41 4,45 4,42 4,77 4,70 4,62

USD 8.185,25 8.023,15 8.057,85 8.031,50 7.696,24 7.909,10 7.808,17 7.879,18 7.823,65 8.434,16 8.321,14 8.180,44

MW 8,94 8,92 8,90 8,90 8,62 8,55 8,55 8,55 8,39 8,34 8,70 9,29

USD 15.825,05 15.786,45 15.759,42 15.753,62 15.263,11 15.125,75 15.139,36 15.125,78 14.856,70 14.761,74 15.405,06 16.450,38

MW 44,58 43,66 44,48 43,49 43,92 43,36 43,04 43,29 44,24 45,36 44,09 43,44

USD 78.903,97 77.277,28 78.731,31 76.984,86 77.738,94 76.749,35 76.180,59 76.619,18 78.303,51 80.287,63 78.040,84 76.895,81

MW 13,11 12,95 12,83 13,17 13,00 12,62 12,68 12,68 12,94 12,84 13,34 13,68

USD 23.202,89 22.920,96 22.715,29 23.311,81 23.006,21 22.344,89 22.441,26 22.447,34 22.902,48 22.724,78 23.607,59 24.207,77

MW - - - - - - - - - - - -

USD 270,18 50.730,56 537.238,24 251.186,61 240.591,35 152.457,81 60.379,03 89.325,51 23.800,56 9.650,51 8.829,13 5.768,56

MW 7,81 - - - - 9,30 7,10 0,00 10,16 19,34 15,40 12,74

USD 13.828,66 - - - - 16.453,70 12.571,54 0,73 17.979,36 34.235,03 27.264,72 22.546,89

3.594,45 3.624,77 3.647,81 3.585,19 3.598,16 3.531,21 3.469,87 3.464,23 3.528,85 3.503,90 3.605,47 3.639,93

6.362.439,67 6.466.565,65 6.993.857,76 6.596.967,34 6.609.338,40 6.402.702,19 6.202.045,60 6.221.010,44 6.269.864,40 6.211.553,86 6.390.510,00 6.448.441,45

Total Potencia Máxima (MW)

Total Suma de Valor Fijo (USD)

E.E. Quito

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayaquil


CNEL-Los Ríos

Enermax

Hidroabanico

Hidrosanbartolo

Otros Sistemas

E.E. Centro Sur

E.E. Cotopaxi

E.E. Norte

San Carlos

CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto. Domingo

CNEL-Sucumbíos

Coazucar

E.E. Ambato

E.E. Azogues

E.E. Riobamba

E.E. Sur

Ecoelectric

Ecoluz

EMAAP-Q

65

65

Consumo de energía eléctrica

Compra de energía eléctrica por las empresas

distribuidoras

La constante demanda de energía eléctrica de los clientes finales es

cubierta por las distribuidoras. Estas empresas satisfacen las

necesidades de sus clientes, correspondientes a su área de prestación

de servicio, mediante el abastecimiento de energía a través de la compra

por contratos en el sector eléctrico. La energía generada es transmitida

por medio del SNT, subestaciones y líneas de transmisión de la

Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP Transelectric. El proceso

continúa en los sistemas de subtransmisión y distribución a través de los

cuales, la distribuidora suministra energía a sus clientes. Existe también

generación de sistemas aislados para zonas donde las redes eléctricas

no tiene cobertura.

La TABLA No. 63 nos da una visión más detallada de la energía

comprada por empresa distribuidora y la facturación, así como también lo

correspondiente a servicios y transporte de energía en el S.N.T.

TABLA No. 63: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA

En el campo de servicios se incluyen valores por energía reactiva,

inflexibilidades o generación obligada, restricciones, potencia y otros.

FIG. No. 48: ENERGÍA COMPRADA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA (GWh)

FIG. No. 49: ENERGÍA COMPRADA POR UNIDAD DE NEGOCIO DE

CNEL EP (GWh)

Empresa

Energía

Comprada

(GWh)

Facturado por

Energía Comprada

(kUSD)

Servicios

(kUSD)

Transmisión

(kUSD)

Total Facturado

(kUSD)

CNEL-Bolívar 87,80 2.878,08 553,70 384,39 3.816,17

CNEL-El Oro 1.109,52 42.702,27 8.991,50 3.565,58 55.259,35

CNEL-Esmeraldas 562,36 21.618,21 4.248,32 1.770,74 27.637,27

CNEL-Guayaquil 5.515,74 210.716,28 46.319,47 18.745,79 275.781,55

CNEL-Guayas Los Ríos 2.128,35 81.918,17 17.306,23 6.842,68 106.067,07

CNEL-Los Ríos 443,38 17.070,50 3.597,66 1.558,77 22.226,93

CNEL-Manabí 1.620,28 61.476,56 14.135,74 5.594,76 81.207,06

CNEL-Milagro 667,63 25.694,75 5.415,21 2.224,73 33.334,69

CNEL-Sta. Elena 666,25 25.759,27 5.475,68 2.192,31 33.427,27

CNEL-Sto. Domingo 661,36 26.443,22 4.732,99 2.017,37 33.193,58

CNEL-Sucumbíos 331,29 12.815,30 2.747,96 1.203,78 16.767,03

CNEL EP 13.793,97 529.092,61 113.524,44 46.100,91 688.717,97

E.E. Ambato 641,88 26.085,89 3.923,24 2.469,69 32.478,83

E.E. Azogues 110,19 3.758,21 510,85 333,40 4.602,46

E.E. Centro Sur 1.071,10 45.865,01 2.970,25 4.934,65 53.769,92

E.E. Cotopaxi 465,94 17.377,97 2.904,01 2.166,48 22.448,47

E.E. Galápagos 1,09 140,27 - - 140,27

E.E. Norte 567,93 23.262,58 2.138,19 2.082,27 27.483,04

E.E. Quito 4.146,76 167.937,67 25.042,50 14.560,42 207.540,59

E.E. Riobamba 372,35 14.536,58 1.958,16 1.446,82 17.941,56

E.E. Sur 355,79 10.280,29 1.877,81 1.022,49 13.180,59

Total 21.527,00 838.337,11 154.849,45 75.117,13 1.068.303,69

CNEL EP13.793,97 64,08%

E.E. Ambato641,88 2,98%

E.E. Azogues110,19 0,51%

E.E. Centro Sur

1.071,10 4,98%

E.E. Cotopaxi465,94 2,16%

E.E. Galápagos

1,09 0,01%E.E. Norte

567,93 2,64%

E.E. Quito4.146,76 19,26%

E.E. Riobamba

372,35 1,73%

E.E. Sur355,79 1,65%

87,80 GWh0,64%

1109,52 GWh8,04%

562,36 GWh4,08%

5515,74 GWh39,99%

2128,35 GWh15,43%

443,38 GWh3,21%

1620,28 GWh11,75%

667,63 GWh4,84%

666,25 GWh4,83%

661,36 GWh4,79%

331,29 GWh2,40%

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayaquil

CNEL-Guayas LosRíosCNEL-Los Ríos

CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto.DomingoCNEL-Sucumbíos

66

66

Energía disponible en el sistema eléctrico de

distribución

Las empresas distribuidoras en proporción a su demanda reciben la

energía según los contratos regulados liquidados por CENACE. En menor

cantidad compran o transfieren energía a empresas autogeneradoras y a

distribuidoras adyacentes para satisfacer la demanda de pequeñas

localidades que a pesar de estar dentro del área de prestación de servicio,

su sistema eléctrico no puede atenderlas. Adicionalmente, las

distribuidoras cuentan con la energía generada por centrales propias para

aplacar las necesidades de las zonas aisladas.

El total de la energía disponible por empresa distribuidora y la energía

disponible con la que cuenta el país en el sistema eléctrico de distribución

se detalla en la TABLA No. 64.

TABLA No. 64: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA

El campo de energía transferida corresponde a la energía entregada

(negativo) o recibida (positivo) entre empresas distribuidoras o con

autogeneradores.

En la FIG. No. 50 se presenta la energía disponible en los sistemas de

distribución.

FIG. No. 50: ENERGÍA DISPONIBLE POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA (GWh)

Empresa

Energía

Recibida

(GWh)

Energía

Transferida

(GWh)

Energía Generada

por sistemas

aislados (GWh)

Energía

Disponible

(GWh)

CNEL-Bolívar 87,56 (0,06) - 87,50

CNEL-El Oro 1.110,76 8,27 - 1.119,03

CNEL-Esmeraldas 570,31 - - 570,31

CNEL-Guayaquil 5.569,75 - 1,92 5.571,67

CNEL-Guayas Los Ríos 2.141,23 - - 2.141,23

CNEL-Los Ríos 444,05 0,04 - 444,09

CNEL-Manabí 1.696,49 (71,15) - 1.625,34

CNEL-Milagro 690,05 (9,98) - 684,05

CNEL-Sta. Elena 667,60 - - 667,60

CNEL-Sto. Domingo 594,02 79,32 - 673,34

CNEL-Sucumbíos 331,29 - - 331,29

CNEL EP 13.903,10 6,44 1,92 13.915,44

E.E. Ambato 644,31 - - 644,31

E.E. Azogues 110,19 - - 110,19

E.E. Centro Sur 1.075,91 1,63 0,73 1.078,27

E.E. Cotopaxi 529,27 (1,14) 8,87 537,00

E.E. Galápagos 30,88 1,09 19,78 51,76

E.E. Norte 571,05 4,84 - 575,89

E.E. Quito 4.385,99 9,82 - 4.395,81

E.E. Riobamba 373,93 - 3,90 377,83

E.E. Sur 355,78 - - 355,78

Total 21.980,42 22,68 35,20 22.042,28

CNEL EP13.903,10 63,25%

E.E. Ambato644,31 2,93%

E.E. Azogues110,19 0,50%

E.E. Centro Sur

1.075,91 4,89%

E.E. Cotopaxi529,27 2,41%

E.E. Galápagos

30,88 0,14%E.E. Norte

571,05 2,60%

E.E. Quito4.385,99 19,95%

E.E. Riobamba

373,93 1,70%

E.E. Sur355,78 1,62%

87,56 GWh0,63%

1110,76 GWh7,99%

570,31 GWh4,10%

5569,75 GWh40,06%

2141,23 GWh15,40%

444,05 GWh3,19%

1696,49 GWh12,20%

690,05 GWh4,96%

667,60 GWh4,80%

594,02 GWh4,27%

331,29 GWh2,38%

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayaquil


CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto.DomingoCNEL-Sucumbíos

67

67

Energía y valores facturados a clientes regulados de

las empresas distribuidoras

La demanda de energía eléctrica en el 2016 para los clientes regulados,

a nivel nacional, fue de 18.897,42 GWh. Cada cliente regulado pertenece

a un grupo de consumo que puede ser: residencial, comercial, industrial

u otros, según el tipo de tarifa. Adicionalmente, se presenta el consumo

del alumbrado público general. En la TABLA No. 65 se visualiza que el

sector de mayor consumo es el residencial, el mismo que registró una

demanda de 7.104,85 GWh, lo que representa el 37,60% del total de

energía entregada a los clientes regulados.

TABLA No. 65: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO

DE CONSUMO (GWh)

FIG. No. 51: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO DE

CONSUMO (GWh)

FIG. No. 52: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP (GWh)

Empresa Residencial Comercial IndustrialAlumbrado

PúblicoOtros Total

CNEL-Bolívar 45,73 10,27 0,41 16,63 8,72 81,76

CNEL-El Oro 337,13 151,52 265,64 72,93 121,93 949,15

CNEL-Esmeraldas 170,39 70,18 89,31 32,77 70,57 433,23

CNEL-Guayaquil 1.576,72 1.231,86 1.498,18 129,85 424,39 4.861,01

CNEL-Guayas Los Ríos 665,88 273,95 466,78 80,86 314,71 1.802,17

CNEL-Los Ríos 163,85 59,97 47,12 29,11 56,04 356,08

CNEL-Manabí 486,33 180,69 245,27 108,14 208,26 1.228,70

CNEL-Milagro 190,89 108,71 147,14 30,69 51,69 529,12

CNEL-Sta. Elena 170,34 123,99 137,81 33,08 99,76 564,98

CNEL-Sto. Domingo 242,29 149,50 93,05 38,19 62,31 585,34

CNEL-Sucumbíos 111,87 72,00 25,96 21,34 48,73 279,90

CNEL EP 4.161,43 2.432,65 3.016,67 593,60 1.467,09 11.671,44

E.E. Ambato 258,45 96,47 116,90 63,91 68,77 604,51

E.E. Azogues 30,99 9,17 51,70 9,37 4,28 105,51

E.E. Centro Sur 399,05 154,80 293,71 87,45 61,60 996,61

E.E. Cotopaxi 121,39 41,95 208,13 26,58 29,81 427,86

E.E. Galápagos 18,06 16,33 0,40 1,98 10,24 47,01

E.E. Norte 230,50 90,53 101,48 48,08 44,20 514,79

E.E. Quito 1.573,22 875,39 894,05 232,49 300,43 3.875,57

E.E. Riobamba 143,49 55,93 78,31 30,58 26,54 334,85

E.E. Sur 168,27 65,04 16,73 33,05 36,19 319,28

Total 7.104,85 3.838,26 4.778,08 1.127,10 2.049,14 18.897,42

82280 356 433 529 565 585

949

1229

1802

4861

3876

997

605 515 428 335 319106 47

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

CN

EL-B

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CN

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CN

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E.E

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alá

pag

os

GW

h

37,60%

7.104,85

20,31%

3.838,26

25,28%

4.778,08 10,84%

2.049,14

Residencial Industrial Comercial Alumbrado

Público Otro

s

5,96%

1.127,10

68

68

En la TABLA No. 66 se presenta la energía que fue consumida a nivel de

cada provincia. Este consumo corresponde de igual forma, a los clientes

regulados por cada grupo de consumo. Se consideran todas las

provincias del país y las zonas no delimitas.

TABLA No. 66: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

PROVINCIA (GWh)

Entre las provincias de Guayas y Pichincha se ha requerido el 58,93% del

total de la energía entregada para consumo. Las zonas no delimitadas

representaron el 0,06%.

La región Sierra representó el 40,02% del total de la energía demandada,

la región Costa el 56,89%, la región Amazónica el 2,77% y la región

Insular el 0,25%.

FIG. No. 53: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PROVINCIA

(GWh)

Entre las provincias que presentan el menor consumo de energía se

encuentran las que forman parte de la Amazonía ecuatoriana. De forma

similar, las islas Galápagos evidencian un bajo consumo de energía

eléctrica.

En la FIG. No. 54 se aprecia el porcentaje del consumo de energía

eléctrica por cada una de las regiones naturales del Ecuador. La región

Costa representa el mayor consumo con el 56,89%.


PúblicoOtros Total

Azuay 325,90 125,97 359,78 87,45 46,66 945,76

Bolívar 46,31 10,55 0,41 16,63 8,75 82,65

Cañar 82,68 28,32 63,42 9,37 9,91 193,70

Carchi 46,13 18,63 7,49 4,03 8,29 84,57

Chimborazo 147,50 59,77 78,33 30,58 26,76 342,93

Cotopaxi 122,34 42,13 208,17 26,58 30,14 429,36

El Oro 314,45 142,85 186,26 72,93 114,54 831,02

Esmeraldas 177,86 72,00 96,50 32,77 71,32 450,46

Galápagos 18,06 16,33 0,40 1,98 10,24 47,01

Guayas 2.343,75 1.585,49 2.159,63 246,25 813,90 7.149,03

Imbabura 150,32 56,35 31,80 40,16 27,56 306,19

Loja 139,83 53,05 9,37 33,05 28,84 264,15

Los Ríos 299,65 121,03 93,05 29,11 85,91 628,75

Manabí 542,49 201,52 257,97 108,14 219,83 1.329,95

Morona Santiago 37,54 15,66 1,84 - 11,62 66,66

Napo 29,19 14,66 15,46 - 10,48 69,80

Orellana 50,75 29,15 15,34 0,63 19,55 115,41

Pastaza 25,17 13,86 5,30 - 10,01 54,34

Pichincha 1.609,27 893,34 942,56 232,49 309,61 3.987,27

Santa Elena 133,52 95,10 53,69 28,23 51,89 362,42

Santo Domingo de los Tsáchilas 165,87 118,70 58,12 38,19 48,78 429,66

Sucumbíos 61,59 43,01 10,63 24,60 29,31 169,14

Tungurahua 205,01 69,71 109,50 63,91 48,50 496,63

Zamora Chinchipe 24,93 9,80 7,34 - 6,40 48,47

Zonas no delimitadas 4,74 1,32 5,71 - 0,33 12,11

Total 7.104,85 3.838,26 4.778,08 1.127,10 2.049,14 18.897,43

7.149

3.987

1.330946 831

629 497 450 430 429 362 343 306 264 194 169 115 85 83 70 67 54 48 47 12

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

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elim

ita

das

GW

h

69

69

FIG. No. 54: PORCENTAJE DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

POR REGIÓN

A continuación, se presenta la facturación de la energía eléctrica en miles

de dólares (kUSD) por grupo de consumo.

Para el residencial se consideran las tarifas: residencial, residencial

temporal y residencial para el programa PEC. Para el comercial se

consideran: comercial, comercial con demanda y comercial con demanda

horaria. Para el industrial se consideran: industrial con demanda,

industrial con demanda horaria, industrial con demanda horaria

diferenciada, industrial artesanal. Finalmente en otros, se consideran las

tarifas de beneficio público, abonados especiales, asistencia social,

bombeo de agua, culto religioso, entidades oficiales, escenarios

deportivos, servicio comunitario y vehículos eléctricos.

TABLA No. 67: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

GRUPO DE CONSUMO (kUSD)

El total de la facturación de energía eléctrica en 2016, fue de 1.863.055,09

kUSD. El sector residencial representó el 39,02%. La CNEL Guayaquil ha

facturado un total de 460.891,64 kUSD, la E.E. Quito ha facturado

368.754,61 kUSD, entre las dos representaron el 44,53% de la

facturación total.

La CNEL EP ha facturado un monto total de 1.145.650,62 kUSD por

consumo de energía eléctrica de clientes regulados, lo que representa el

61,49% del total.


PúblicoOtros Total

CNEL-Bolívar 5.084,09 1.097,89 54,12 1.186,39 731,72 8.154,21

CNEL-El Oro 35.347,92 15.735,61 27.143,12 8.974,56 9.292,08 96.493,29

CNEL-Esmeraldas 16.271,82 7.583,92 9.143,84 3.801,24 5.167,62 41.968,44

CNEL-Guayaquil 157.452,42 125.557,49 130.516,16 19.896,68 27.468,89 460.891,64

CNEL-Guayas Los Ríos 74.654,64 30.004,26 46.247,89 15.871,09 19.110,58 185.888,46

CNEL-Los Ríos 16.232,02 6.341,79 4.769,83 2.362,58 3.759,32 33.465,55

CNEL-Manabí 49.915,11 19.665,40 23.352,14 8.370,49 12.930,10 114.233,25

CNEL-Milagro 19.914,88 11.629,83 14.201,44 4.370,06 4.113,87 54.230,09

CNEL-Sta. Elena 18.260,22 13.295,32 13.576,84 7.157,39 7.672,31 59.962,07

CNEL-Sto. Domingo 24.687,40 16.086,83 9.217,50 7.036,03 4.783,92 61.811,68

CNEL-Sucumbíos 11.824,76 7.463,57 2.667,22 2.791,89 3.804,50 28.551,94

CNEL EP 429.645,29 254.461,91 280.890,10 81.818,40 98.834,91 1.145.650,62

E.E. Ambato 27.688,32 10.184,86 12.282,51 6.415,50 4.736,10 61.307,29

E.E. Azogues 3.437,16 977,45 4.698,26 1.032,21 339,37 10.484,47

E.E. Centro Sur 43.381,51 16.609,81 29.050,48 9.263,63 5.195,63 103.501,06

E.E. Cotopaxi 13.677,35 4.445,84 19.679,60 3.863,87 2.220,04 43.886,70

E.E. Galápagos 1.908,52 1.789,66 50,51 396,87 962,20 5.107,76

E.E. Norte 24.842,73 9.710,95 10.707,25 5.221,45 3.345,16 53.827,54

E.E. Quito 147.688,12 87.899,22 86.511,63 21.892,89 24.762,74 368.754,61

E.E. Riobamba 16.337,45 5.919,31 7.539,36 3.877,42 2.096,37 35.769,90

E.E. Sur 18.379,83 6.959,09 2.108,95 4.404,11 2.913,17 34.765,15

Total 726.986,30 398.958,11 453.518,65 138.186,36 145.405,68 1.863.055,09

0,25 %

Zonas no

delimitadas

0,06 %

39,02%

726,99

24,34%

453,52

21,41%

398,96

7,80%

145,41


Público Otros

7,42%

138,19

70

70

FIG. No. 55: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO

DE CONSUMO (MUSD)

FIG. No. 56: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

EMPRESA DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP

(MUSD)

TABLA No. 68: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

PROVINCIA (kUSD)

8 29 33

42 54 60 62

96 114

186

461

369

104

61 54 44 36 35

10 5

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

CN

EL-B

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CN

EL-S

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CN

EL-L

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CN

EL-E

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CN

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CN

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ta. E

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CN

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EL-E

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CN

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. S

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E.E

. A

zog

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E.E

. G

alá

pag

os

MU

SD

71

71

Las provincias que presentaron la mayor facturación de energía fueron:

Guayas con 693.853,49 kUSD, Pichincha con 380.459,81 kUSD y Manabí

con 123.901,63 kUSD. Las provincias de Guayas y Pichincha juntas,

representaron el 57,66% de la facturación total. Las zonas no delimitadas

representaron el 0,07 %.


PROVINCIA (MUSD)

FIG. No. 58: PORCENTAJE DE LA FACTURACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA POR REGIÓN

Recaudación de valores facturados por las empresas

distribuidoras a clientes regulados

La recaudación de las distribuidoras en el 2016 fue de 1.762.020,89

kUSD. De este total, 653.399,68 kUSD fue recolectado por el sector

residencial, que representa un 37,08% del monto total.

El valor de recaudación detallado en la TABLA No. 69 no considera los

subsidios.


PúblicoOtros Total

Azuay 35.244,12 13.577,71 35.834,73 9.263,63 3.984,27 97.904,45

Bolívar 5.147,85 1.128,76 54,12 1.186,39 733,67 8.250,79

Cañar 9.175,48 3.007,86 5.910,18 1.032,21 803,23 19.928,97

Carchi 5.075,66 2.018,83 790,16 437,82 642,70 8.965,17

Chimborazo 16.760,90 6.323,88 7.541,37 3.877,42 2.116,96 36.620,54

Cotopaxi 13.782,02 4.464,09 19.683,61 3.863,87 2.245,34 44.038,94

El Oro 32.974,66 14.833,75 18.970,86 8.974,56 8.704,73 84.458,56

Esmeraldas 17.075,48 7.776,90 9.849,95 3.801,24 5.222,24 43.725,82

Galápagos 1.908,52 1.789,66 50,51 396,87 962,20 5.107,76

Guayas 242.567,59 163.858,92 195.195,01 40.086,73 52.145,25 693.853,49

Imbabura 16.160,56 5.983,73 3.545,57 4.349,92 2.043,17 32.082,96

Loja 15.253,65 5.680,24 1.210,47 4.404,11 2.290,32 28.838,78

Los Ríos 30.388,18 13.197,33 9.468,35 2.362,58 6.234,39 61.650,84

Manabí 55.185,62 21.832,77 24.677,48 8.370,49 13.835,27 123.901,63

Morona Santiago 4.146,13 1.626,72 196,84 - 935,91 6.905,60

Napo 3.051,99 1.519,60 1.469,53 - 858,62 6.899,74

Orellana 5.355,62 3.052,64 1.591,11 0,00 1.554,49 11.553,86

Pastaza 2.631,14 1.454,85 567,10 - 779,18 5.432,27

Pichincha 151.537,52 89.951,80 91.592,96 21.892,89 25.484,64 380.459,81

Santa Elena 14.481,60 10.108,24 5.518,13 7.208,51 4.147,76 41.464,25

Santo Domingo de los Tsáchilas 17.268,30 12.779,08 5.768,73 7.036,03 3.726,51 46.578,65

Sucumbíos 6.524,49 4.427,72 1.076,85 3.225,59 2.261,25 17.515,90

Tungurahua 22.048,92 7.378,56 11.501,12 6.415,50 3.121,00 50.465,10

Zamora Chinchipe 2.738,18 1.048,16 904,33 - 549,33 5.240,01

Zonas no delimitadas 502,10 136,33 549,55 - 23,25 1.211,23

Total 726.986,30 398.958,11 453.518,65 138.186,36 145.405,68 1.863.055,09

694

380

12498 84

62 50 47 44 44 41 37 32 29 20 18 12 9 8 7 7 5 5 5 1

-

100

200

300

400

500

600

700

800

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das

MU

SD

0,27 %

Zonas no

delimitadas

0,07 %

72

72

TABLA No. 70: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

GRUPO DE CONSUMO (kUSD)

FIG. No. 59: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO

DE CONSUMO (MUSD)

FIG. No. 60: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR


(MUSD)


PúblicoOtros Total

CNEL-Bolívar 2.765,01 1.072,25 51,12 1.147,51 687,21 5.723,09

CNEL-El Oro 35.240,77 15.772,31 26.848,54 9.083,56 8.859,34 95.804,51

CNEL-Esmeraldas 13.800,08 7.039,98 8.959,41 3.529,58 3.558,05 36.887,10

CNEL-Guayaquil 144.308,12 123.939,41 128.546,49 19.748,80 29.644,65 446.187,47

CNEL-Guayas Los Ríos 68.836,59 29.838,33 46.067,25 15.651,29 16.345,87 176.739,33

CNEL-Los Ríos 16.118,74 6.252,23 4.729,52 2.275,16 2.856,39 32.232,05

CNEL-Manabí 42.501,44 18.754,57 22.490,70 7.515,74 9.087,87 100.350,32

CNEL-Milagro 18.265,02 11.682,92 14.712,54 4.230,07 3.669,38 52.559,93

CNEL-Sta. Elena 15.974,44 12.705,80 13.574,83 6.883,33 4.888,24 54.026,64

CNEL-Sto. Domingo 20.421,06 16.039,50 8.768,92 7.167,91 4.526,46 56.923,86

CNEL-Sucumbíos 9.960,63 7.072,02 2.586,98 2.696,45 3.668,72 25.984,80

CNEL EP 388.191,89 250.169,33 277.336,30 79.929,39 87.792,18 1.083.419,10

E.E. Ambato 22.725,00 10.109,35 12.124,27 6.365,46 4.745,91 56.070,00

E.E. Azogues 3.091,02 966,49 4.680,02 1.038,64 338,35 10.114,53

E.E. Centro Sur 36.293,85 16.057,07 28.337,55 9.005,30 4.654,78 94.348,55

E.E. Cotopaxi 12.085,91 4.281,69 19.098,78 3.583,69 2.250,88 41.300,95

E.E. Galápagos 1.843,50 1.783,82 50,21 400,41 967,18 5.045,12

E.E. Norte 21.574,12 9.536,10 10.266,03 5.267,69 3.155,44 49.799,38

E.E. Quito 138.041,40 87.753,93 84.971,48 21.679,48 23.925,85 356.372,13

E.E. Riobamba 13.284,21 5.933,10 7.536,21 3.848,56 2.170,37 32.772,45

E.E. Sur 16.268,80 6.981,10 2.120,89 4.447,46 2.960,43 32.778,69

Total 653.399,68 393.571,99 446.521,74 135.566,09 132.961,38 1.762.020,89

6 26 32 37

53 54 57

96 100

177

446

356

94

56 50 41

33 33

10 5

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

CN

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E.E

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alá

pag

os

MU

SD

37,08%

653,40

25,34%

446,52

22,34%

393,57

7,55%

132,96


Público

Otros

7,69%

135,57

73

73

Facturación a clientes no regulados

Los clientes que no son regulados por el pliego tarifario o conocidos

también como consumos propios, utilizan las redes eléctricas de las

empresas distribuidoras para el transporte de energía. Esto con el fin de

consumir su propia energía en los puntos de entrega.

Dichos clientes deben pagar un valor por peaje de energía y potencia,

establecido por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad

(ARCONEL), tanto para la etapa de subtransmisión como de distribución,

dependiendo de la etapa a la cual se interconectan.

TABLA No. 71: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES

NO REGULADOS

FIG. No. 61: VALOR PEAJE POR POTENCIA FACTURADA A

CLIENTES NO REGULADOS (kUSD)

EmpresaEtapa

Funcional

Energía

(MWh)

Demanda

Máxima Anual

(MW)

Valor Peaje

por Energía

(kUSD)

Valor Peaje

por Potencia

(kUSD)

Valor Total

Peaje y Otros

(kUSD)

CNEL-El Oro Distribución 1.231,71 0,35 2,91 19,72 22,67

CNEL-Esmeraldas Distribución 7.307,82 1,73 16,69 218,07 234,80

Subtransmisión 39.193,82 7,37 12,01 75,91 87,95

Distribución 16.739,49 5,19 24,12 123,25 147,38

CNEL-Guayas Los Ríos Distribución 12.877,69 2,81 39,27 106,84 146,11

CNEL-Los Ríos Distribución 672,53 0,20 1,33 11,74 13,07

CNEL-Manabí Distribución 5.053,48 1,29 13,46 57,79 71,26

CNEL-Milagro Subtransmisión 27.825,12 29,66 33,31 73,15 106,46

CNEL-Sta. Elena Subtransmisión 1.346,31 0,42 2,53 28,01 30,53

CNEL-Sto. Domingo Distribución 11.987,86 2,43 22,93 136,69 159,67

Distribución 55.870,57 14,01 120,72 674,11 794,97

Subtransmisión 68.365,25 37,46 47,85 177,07 224,94

E.E. Ambato Distribución 2.437,32 0,56 1,67 25,34 27,01

Subtransmisión 2.210,66 3,15 0,66 5,88 6,55

Distribución 2.596,89 0,58 2,34 36,15 38,48

E.E. Cotopaxi Distribución 63.327,78 10,31 35,96 256,79 292,74

E.E. Norte Distribución 7.958,22 2,75 11,14 15,49 26,63

E.E. Quito Distribución 248.953,52 46,08 319,85 2.751,09 3.072,79

E.E. Riobamba Distribución 1.582,73 0,79 2,20 41,97 44,17

453.302,94 115,71 542,38 3.983,88 4.528,29

CNEL-Guayaquil

CNEL EP

E.E. Centro Sur

Total

11,74 15,49

19,72 25,34 28,01

41,97 42,03 57,79

73,15 106,84

136,69 199,16 218,07

256,79

2.751,09

1,00

10,00

100,00

1.000,00

10.000,00

CN

EL

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CN

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CN

EL-E

sm

era

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. C

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paxi

E.E

. Q

uito

kU

SD

74

74

FIG. No. 62: VALOR PEAJE POR ENERGÍA FACTURADA A

CLIENTES NO REGULADOS (kUSD)

La cantidad de energía facturada en 2016, a clientes no regulados fue de

453.302,94 MWh, de los cuales el valor total por peaje de energía,

potencia y otros es de 4.528,29 kUSD.

Programa de eficiencia energética para cocción por

inducción y calentamiento de agua con electricidad

(PEC)

Con Resolución No. 058/14, adoptada por el Directorio del Consejo

Nacional de Electricidad CONELEC, en sesión realizada el 15 de julio de

2014, se expidió la modificación al pliego tarifario, aplicable a partir del 01

de agosto del 2014. Esta modificación se refiere a la inclusión de la tarifa

residencial para el Programa PEC "Programa Emblemático de Eficiencia

Energética para la Cocción por Inducción y el Calentamiento de Agua con

Electricidad en sustitución del GLP en el sector residencial"

Además, el Directorio del CONELEC, en sesión de 15 de julio de 2014,

aprobó la Regulación No. CONELEC 004/14 “Modelo de factura para el

pago de los valores correspondientes por los servicios públicos de

energía eléctrica y alumbrado público general”, en el cual se incluye,

como parte de los conceptos a facturar, la aplicación del incentivo tarifario

y el financiamiento de las cocinas para aquellos consumidores que

decidieran optar por estos incentivos.

Las principales modificaciones al modelo son:

Desagregación de la energía facturada, especificando el

consumo por cocción eléctrica y calentamiento de agua.

Inclusión de una tabla en la que se detallan los valores (en

dólares) que el consumidor ahorra por uso de la cocina de

inducción y calentamiento de agua.

Inclusión en la segunda hoja, como parte de la recaudación a

terceros, de una tabla con el financiamiento de la cocina de

inducción para aquellos consumidores que accedan a este

esquema.

El modelo de factura se implementó en las facturaciones de los

consumidores a partir de septiembre de 2014.

A continuación se presenta la información de los clientes del Programa

PEC, en cuanto a la cantidad de clientes y la energía que ha sido

facturada y subsidiada.

1,33 1,67 2,20 2,53 2,91 3,00 11,14 13,46 16,69

22,93 33,31 35,96 36,13 39,27

319,85

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

CN

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CN

EL

-Gu

aya

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E.E

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kU

SD

75

75

TABLA No. 72: CLIENTES DEL PROGRAMA PEC

En el 2016, se contó con un total de 481.858 clientes beneficiarios del

programa PEC, de los cuales el 83,36% fueron clientes únicamente con

cocina de inducción, el 4,19% con ducha eléctrica y el 12,45% con ducha

eléctrica y cocina de inducción.

La E.E. Quito es la que cuenta con la mayor cantidad de clientes PEC a

diciembre de 2016, con un total de 121.019, que representa el 25,12%

del total de clientes PEC a nivel nacional.

FIG. No. 63: PORCENTAJE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON

CLIENTES PEC

FIG. No. 64: PORCENTAJE UNIDADES DE NEGOCIO DE CNEL EP

CON CLIENTES PE

Empresa

Clientes

solo con

cocina

Clientes

solo con

ducha

Clientes

con cocina

y ducha

Clientes

Programa

PEC

CNEL-Bolívar 2.517 215 25 2.757

CNEL-El Oro 21.703 13 303 22.019

CNEL-Esmeraldas 12.687 - 4 12.691

CNEL-Guayaquil 81.819 58 309 82.186

CNEL-Guayas Los Ríos 52.105 21 162 52.288

CNEL-Los Ríos 17.738 - - 17.738

CNEL-Manabí 34.709 40 137 34.886

CNEL-Milagro 20.224 1 65 20.290

CNEL-Sta. Elena 17.728 12 38 17.778

CNEL-Sto. Domingo 26.864 323 794 27.981

CNEL-Sucumbíos 8.573 5 89 8.667

CNEL EP 296.667 688 1.926 299.281

E.E. Ambato 15.697 2.020 376 18.093

E.E. Azogues 673 48 63 784

E.E. Centro Sur 9.692 916 1.376 11.984

E.E. Cotopaxi 2.147 9 251 2.407

E.E. Galápagos 217 2 22 241

E.E. Norte 12.881 229 1.260 14.370

E.E. Quito 52.816 16.183 52.020 121.019

E.E. Riobamba 2.852 5 2.008 4.865

E.E. Sur 8.040 102 672 8.814

Total 401.682 20.202 59.974 481.858

299.281 62,11%

18.093 3,75%

784 0,16%

11.984 2,49%

2.407 0,50%

241 0,05%

14.370 2,98%

121.019 25,12%

4.865 1,01%

8.814 1,83%

CNEL EP

E.E. Ambato

E.E. Azogues

E.E. Centro Sur

E.E. Cotopaxi

E.E. Galápagos

E.E. Norte

E.E. Quito

E.E. Riobamba

E.E. Sur

2.757 0,92%

22.019 7,36%

12.691 4,24%

82.186 27,46%

52.288 17,47%

17.738 5,93%

34.886 11,66%

20.290 6,78%

17.778 5,94%

27.981 9,35%

8.667 2,90%

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayaquil


CNEL-Manabí

CNEL-Milagro

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto. Domingo

CNEL-Sucumbíos

76

76

TABLA No. 73: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN PROGRAMA PEC

Del total de energía eléctrica consumida en el programa PEC, 795.092,62

MWh fueron facturados y 151.404,73 MWh fueron subsidiados a los

clientes del programa PEC.

FIG. No. 65: ENERGÍA FACTURADA POR EMPRESA CON

CLIENTES PEC

Empresa Clientes

Energía

Facturada

(MWh)

Facturación

Servicio Eléctrico

(USD)

Energía

Subsidiada

(MWh)

Valor

Subsidiado

(USD)

CNEL-Bolívar 2.757 2.659,90 208.791,11 764,81 68.833,08

CNEL-El Oro 22.019 32.085,04 2.730.926,87 6.036,57 543.291,39

CNEL-Esmeraldas 12.691 17.893,82 1.512.546,63 3.585,21 322.668,72

CNEL-Guayaquil 82.186 166.273,43 13.313.314,25 29.870,39 2.688.335,01

CNEL-Guayas Los Ríos 52.288 87.603,25 7.597.590,59 16.158,54 1.454.268,60

CNEL-Los Ríos 17.738 25.207,28 2.147.625,74 5.264,84 473.835,15

CNEL-Manabí 34.886 60.453,30 5.329.357,13 10.241,32 921.718,62

CNEL-Milagro 20.290 29.484,48 2.579.136,30 5.221,41 469.926,81

CNEL-Sta. Elena 17.778 25.118,19 2.162.673,15 4.532,06 407.885,76

CNEL-Sto. Domingo 27.981 38.699,06 3.404.438,57 6.807,36 612.662,40

CNEL-Sucumbíos 8.667 14.672,41 1.271.011,16 2.622,97 236.067,57

CNEL EP 299.281 500.150,15 42.257.411,50 91.105,48 8.199.493,11

E.E. Ambato 18.093 23.845,77 1.856.297,59 6.892,68 620.341,11

E.E. Azogues 784 1.105,71 87.716,70 299,02 26.911,53

E.E. Centro Sur 11.984 18.933,04 1.725.727,89 4.088,39 367.954,92

E.E. Cotopaxi 2.407 2.771,01 289.854,52 533,24 47.991,24

E.E. Galápagos 241 551,72 46.922,36 103,56 9.319,95

E.E. Norte 14.370 17.376,97 1.454.641,79 3.543,49 318.914,01

E.E. Quito 121.019 212.586,15 16.319.664,66 40.239,61 3.621.565,08

E.E. Riobamba 4.865 6.929,68 612.292,59 1.434,95 129.145,77

E.E. Sur 8.814 10.842,41 845.407,50 3.164,32 284.788,98

Total 481.858 795.092,62 65.495.937,10 151.404,73 13.626.425,70

212,59

166,27

87,60

60,45

38,70 32,09 29,48

25,21 25,12 23,85 18,93 17,89 17,38 14,67 10,84 6,93

2,77 2,66 1,11 0,55

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

E.E

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uito

CN

EL-G

ua

ya

quil

CN

EL-G

ua

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EL-M

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EL-S

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Sur

CN

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CN

EL-B

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alá

pag

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GW

h40,24

29,87

16,16

10,24

6,89 6,81 6,04

5,26 5,22 4,53 4,09 3,59 3,54 3,16 2,62 1,43 0,76 0,53 0,30 0,10

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

E.E

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CN

EL-G

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EL-G

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CN

EL-S

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EL-L

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EL-M

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Sur

CN

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EL-B

olíva

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oto

paxi

E.E

. A

zog

ues

E.E

. G

alá

pag

os

GW

h

77

77

FIG. No. 66: ENERGÍA SUBSIDIADA POR EMPRESA CON

CLIENTES PEC

A continuación se presenta a nivel de provincia la cantidad de energía

facturada y subsidiada en el programa PEC durante el 2016.

TABLA No. 74: ENERGÍA FACTURADA Y SUBSIDIADA EN

PROGRAMA PEC POR PROVINCIA

Provincia Clientes

Energía

Facturada

(MWh)

Facturación

Servicio Eléctrico

(USD)

Energía

Subsidiada

(MWh)

Valor

Subsidiado

(USD)

Azuay 9.583 15.088,51 1.365.855,62 3.259,31 293.337,90

Bolívar 2.806 2.695,52 212.167,61 770,03 69.302,88

Cañar 2.435 3.878,92 341.175,36 855,26 76.973,49

Carchi 3.361 2.655,95 221.931,22 607,92 54.712,44

Chimborazo 5.197 7.322,98 645.500,17 1.518,09 136.628,01

Cotopaxi 2.483 2.827,15 294.611,47 544,78 49.029,84

El Oro 19.454 29.214,80 2.489.228,53 5.442,52 489.827,07

Esmeraldas 13.792 19.214,47 1.634.700,38 3.770,89 339.379,74

Galápagos 241 551,72 46.922,36 103,56 9.319,95

Guayas 145.193 265.492,28 21.947.554,56 47.863,78 4.307.740,20

Imbabura 8.343 11.342,04 947.570,24 2.282,41 205.416,81

Loja 6.879 8.797,81 682.810,38 2.518,04 226.623,24

Los Ríos 33.744 52.305,11 4.471.099,19 10.380,36 934.232,04

Manabí 40.685 68.179,72 6.032.188,57 11.436,72 1.029.304,44

Morona Santiago 2.123 2.536,91 224.445,12 647,12 58.240,44

Napo 3.624 3.880,67 298.165,34 1.171,01 105.391,17

Orellana 3.978 7.044,46 619.111,41 1.139,13 102.522,06

Pastaza 2.426 3.370,11 257.949,75 1.018,37 91.653,12

Pichincha 123.998 216.412,54 16.650.446,41 40.970,51 3.687.346,08

Santa Elena 13.244 18.051,10 1.568.979,08 3.216,92 289.522,80

Santo Domingo de los Tsáchilas 18.619 26.996,55 2.342.467,52 4.958,58 446.272,56

Sucumbíos 4.776 7.664,44 654.554,89 1.496,96 134.726,58

Tungurahua 12.201 16.767,96 1.313.035,57 4.689,09 422.018,01

Zamora Chinchipe 1.766 1.823,65 146.108,31 576,10 51.848,64

Zonas no delimitadas 907 977,23 87.358,04 167,29 15.056,19

Total 481.858 795.092,62 65.495.937,10 151.404,73 13.626.425,70

78

78

Pérdidas en sistemas de distribución

Pérdidas de energía eléctrica de las empresas

distribuidoras

La energía que se pierde en cada una de las etapas funcionales del

sistema de distribución (subestaciones, redes de media tensión,

transformadores de distribución, redes secundarias, luminarias,

acometidas y medidores) corresponden a las pérdidas de los sistemas de

distribución. También se incluyen las pérdidas no técnicas producidas por

la falta de medición y facturación a consumidores que se proveen de

energía en forma ilegal o cuyos sistemas de medición sufren algún daño.

TABLA No. 75: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR


La energía disponible en el sistema de distribución fue de 22.042.282,30

MWh, de la cual 2.690.940,98 MWh corresponden a pérdidas del sistema.

Esto representó el 12,21 % de pérdidas a nivel nacional.

FIG. No. 67: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP

Las unidades de negocio que mayores pérdidas presentaron son: CNEL

Manabí con 24,09 %, CNEL Esmeraldas con 22,75 % y CNEL Los Ríos

con 19,67 %. Por otra parte, las empresas que menores pérdidas

porcentuales registraron son: E.E. Azogues con 4,25 %, la E.E. Ambato

con 5,80 %., y la E.E. Quito con 6,17 %.

Empresa

Disponible en

el Sistema

(MWh)

Pérdidas del

Sistema

(MWh)

Pérdidas

Técnicas del

Sistema (MWh)

Pérdidas No

Técnicas del

Sistema (MWh)

Pérdidas del

Sistema

(%)

CNEL-Bolívar 87.499,80 5.740,24 5.739,62 0,62 6,56

CNEL-El Oro 1.119.026,43 168.644,82 108.242,13 60.402,69 15,07

CNEL-Esmeraldas 570.312,92 129.773,20 52.144,98 77.628,22 22,75

CNEL-Guayaquil 5.571.673,87 654.732,75 468.437,08 186.295,67 11,75

CNEL-Guayas Los Ríos 2.141.226,52 326.174,41 250.737,49 75.436,93 15,23

CNEL-Los Ríos 444.087,51 87.331,35 34.512,26 52.819,08 19,67

CNEL-Manabí 1.625.335,67 391.583,30 194.606,63 196.976,68 24,09

CNEL-Milagro 684.047,97 127.102,88 50.451,99 76.650,89 18,58

CNEL-Sta. Elena 667.595,15 101.269,42 57.957,14 43.312,27 15,17

CNEL-Sto. Domingo 673.342,42 76.013,78 58.804,96 17.208,82 11,29

CNEL-Sucumbíos 331.294,27 51.394,02 40.954,70 10.439,32 15,51

CNEL EP 13.915.442,53 2.119.760,17 1.322.588,98 797.171,19 15,23

E.E. Ambato 644.314,14 37.366,34 36.662,53 703,80 5,80

E.E. Azogues 110.193,60 4.684,60 4.259,16 425,44 4,25

E.E. Centro Sur 1.078.265,84 76.852,72 66.537,34 10.315,38 7,13

E.E. Cotopaxi 536.995,03 45.806,23 37.382,50 8.423,73 8,53

E.E. Galápagos 51.755,98 4.747,98 3.840,02 907,97 9,17

E.E. Norte 575.892,71 53.149,41 36.272,05 16.877,36 9,23

E.E. Quito 4.395.810,63 271.290,11 217.634,53 53.655,58 6,17

E.E. Riobamba 377.827,30 41.393,28 30.119,99 11.273,28 10,96

E.E. Sur 355.784,53 35.890,14 31.184,29 4.705,85 10,09

Total 22.042.282,30 2.690.940,98 1.786.481,40 904.459,58 12,21

24,09

22,75

19,67 18,58

15,51 15,23 15,17 15,07

11,75 11,29 10,96 10,09

9,23 9,17 8,53

7,13 6,56 6,17 5,80

4,25

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

CN

EL-M

anab

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CN

EL

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CN

EL

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CN

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CN

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E.E

. A

zo

gu

es

Pérd

idas d

e E

nerg

ía (

%)

Pérdidas del Sistema (%) Pérdidas Nacional (%)

Pérdidas del Sistema12,21 %

79

79

FIG. No. 68: PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA Y UNIDAD DE NEGOCIO DE CNEL EP

Evolución mensual de pérdidas de energía eléctrica de

las empresas distribuidoras

Cada mes las pérdidas de energía presentan variaciones y, por

situaciones características de ciertos meses, se tienen valores que no

reflejan la situación global de pérdidas en el sistema. Es por esto que se

realiza un cálculo de año móvil (12 últimos meses), para obtener

efectivamente cuales son las pérdidas del sistema en contraste con la

evolución histórica de las mismas.

TABLA No. 76: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL

SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN

FIG. No. 69: EVOLUCIÓN MENSUAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA

ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN

24,09

22,75

19,67 18,58

15,51 15,23 15,17 15,07

11,75 11,29 10,96 10,09

9,23 9,17 8,53

7,13 6,56 6,17 5,80

4,25

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

CN

EL-M

anab

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CN

EL-E

sm

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ldas

CN

EL-L

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íos

CN

EL-M

ilagro

CN

EL-S

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CN

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CN

EL-S

ta. E

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CN

EL-E

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CN

EL-G

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CN

EL-S

to. D

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Sur

CN

EL-B

olíva

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uito

E.E

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mbato

E.E

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zog

ues

Pérd

idas d

e E

nerg

ía (

%)

Pérdidas Técnicas del Sistema (%) Pérdidas No Técnicas del Sistema (%)

Pérdidas del Sistema (%)

Año Mes Disponible en el

Sistema (GWh)

Pérdidas

Sistema (GWh)

Pérdidas Sistema

(%)

Pérdidas Sistema Año

Móvil (%)

Enero 1.876,26 244,87 13,05 12,09

Febrero 1.768,31 182,68 10,33 12,30

Marzo 1.905,72 256,91 13,48 12,13

Abril 1.819,54 191,18 10,51 12,02

Mayo 1.910,51 279,95 14,65 12,10

Junio 1.816,24 194,34 10,70 12,03

Julio 1.805,84 217,93 12,07 12,00

Agosto 1.815,06 234,70 12,93 12,16

Septiembre 1.793,20 202,96 11,32 12,09

Octubre 1.826,54 220,95 12,10 12,05

Noviembre 1.787,75 193,12 10,80 12,07

Diciembre 1.917,31 271,36 14,15 12,21

22.042,28 2.690,94 12,21 12,21

2016

Total

12,09

12,30

12,13

12,02

12,10

12,03 12,00

12,16

12,09

12,05 12,07

12,21

11,85

11,90

11,95

12,00

12,05

12,10

12,15

12,20

12,25

12,30

12,35

En

ero

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Jun

io

Julio

Ag

osto

Se

ptie

mb

re

Octu

bre

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

Pérdidas Mensuales 2016 (%)

80

80

Precios medios

El total de la energía comercializada en el 2016 fue de 23.394,86 GWh,

por un monto de 1.034,84 MUSD. Este valor dio como resultado un precio

medio de 4,42 USD ¢/kWh, tal como se detalla en la TABLA No. 77. El

precio corresponde a la venta de energía en bornes de generación.

TABLA No. 77: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR

TIPO DE TRANSACCIÓN

Las transacciones de corto plazo incluyen la facturación de centrales de

generación de las empresas distribuidoras.

En TABLA No. 78 se muestran los valores de costos de la energía

vendida y los precios medios por tipo de transacción y tipo de empresa.


TIPO DE TRANSACCIÓN Y EMPRESA

En el siguiente gráfico se visualiza la variación mensual del precio medio

durante el 2016, tanto en los contratos, como en las transacciones de

corto plazo; no se incluyen las importaciones y exportaciones de energía.

FIG. No. 70: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA POR

CONTRATOS Y T. CORTO PLAZO

Tipo de

Transacción

Total Costos

(MUSD)

Precio medio

(USD ȼ/kWh)



Otros 1,33 4,52

Importación 8,27 10,13

Exportación 37,70 9,39

Total 1.034,84 4,42

Tipo de EmpresaTipo de

Transacción

Total Costos

(MUSD)

Precio medio

(USD ¢/kWh)



Otros 0,98 4,67

887,65 4,17


Otros 0,10 10,63

59,36 6,93



Otros 0,25 3,34

41,86 5,53

Contratos 2,20 5,84


8,27 10,13


Otros 0,35 1,52

37,70 9,39

1.034,84 4,42 Total


Importación

Total Importación

Exportación

Total Exportación

Generadora

Total Generadora

Distribuidora

Total Distribuidora

Autogeneradora


Contratos 5,19 4,81 4,40 4,15 3,54 3,62 3,43 3,47 3,50 3,98 4,34 4,63

T. de corto plazo 8,40 8,32 7,07 6,76 7,18 7,25 8,71 9,06 3,73 8,97 9,23 9,01

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10P

recio

medio

(U

SD

¢/k

Wh)

81

81

Precio medio de la energía vendida por las empresas

distribuidoras con generación

Las distribuidoras con generación vendieron al S.N.I. su energía

producida en el 2016 mediante transacciones de corto plazo, las cuales

fueron liquidadas por CENACE. El precio medio de la energía vendida fue

de 6,93 USD ¢/kWh.


GENERACIÓN NO ESCINDIDA DE LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS

Precio medio de la energía comprada por las empresas

distribuidoras

Las distribuidoras compraron durante el 2016 un total de 21.527,00 GWh.

De esta cifra se han facturado 1.068,30 MUSD, obteniendo un precio

medio de 4,96 USD ¢/kWh. Este cálculo, corresponde a la energía

comprada en los puntos de entrega, para lo cual se consideraron los

cargos por transmisión y otros rubros.

TABLA No. 81: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR


EmpresaTipo de

Transacción

Total Costos

(MUSD)

Precio medio

(USD ¢/kWh)

CNEL-Bolívar Otros 0,01 9,99

CNEL-Guayaquil T. de corto plazo 30,97 14,23

CNEL-Sucumbíos Otros 0,02 8,26

E.E. Ambato T. de corto plazo 0,64 5,35

E.E. Cotopaxi T. de corto plazo 1,94 4,02

E.E. Norte T. de corto plazo 2,26 4,29

E.E. Quito T. de corto plazo 18,55 4,54

E.E. Riobamba T. de corto plazo 2,38 2,55


Otros 0,07 11,65

59,36 6,93

E.E. Sur

Total general

EmpresaEnergía

Comprada (GWh)

Total Facturado

(MUSD)

Precio Medio

(USD ¢/kWh)

CNEL-Bolívar 87,80 3,82 4,35

CNEL-El Oro 1.109,52 55,26 4,98

CNEL-Esmeraldas 562,36 27,64 4,91

CNEL-Guayaquil 5.515,74 275,78 5,00

CNEL-Guayas Los Ríos 2.128,35 106,07 4,98

CNEL-Los Ríos 443,38 22,23 5,01

CNEL-Manabí 1.620,28 81,21 5,01

CNEL-Milagro 667,63 33,33 4,99

CNEL-Sta. Elena 666,25 33,43 5,02

CNEL-Sto. Domingo 661,36 33,19 5,02

CNEL-Sucumbíos 331,29 16,77 5,06

CNEL EP 13.793,97 688,72 4,99

E.E. Ambato 641,88 32,48 5,06

E.E. Azogues 110,19 4,60 4,18

E.E. Centro Sur 1.071,10 53,77 5,02

E.E. Cotopaxi 465,94 22,45 4,82

E.E. Galápagos 1,09 0,14 12,82

E.E. Norte 567,93 27,48 4,84

E.E. Quito 4.146,76 207,54 5,00

E.E. Riobamba 372,35 17,94 4,82

E.E. Sur 355,79 13,18 3,70

Total 21.527,00 1.068,30 4,96

82

82

FIG. No. 71: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR


Precio medio de la energía facturada a clientes

regulados

En lo concerniente al precio medio de la energía que se facturó a los

clientes regulados en el 2016 se registró un valor de 9,86 USD ¢/kWh. La

demanda de energía a nivel nacional fue de 18.897,42 GWh, con una

facturación de 1.863.055,09 kUSD. El incremento en el precio medio de

energía eléctrica, se ve reflejado por la aplicación del pliego tarifario.

TABLA No. 82: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE

LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y UNIDADES DE NEGOCIO DE

CNEL EP

FIG. No. 72: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA DE LAS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y UNIDADES DE NEGOCIO DE

CNEL EP

5.516

4.147

2.128

1.620

1.1101.071

668 666 661 642 568 562 466 443 372 356 331110 88 1

5,00 5,00 4,98 5,01 4,98 5,02 4,99 5,02 5,02 5,064,84 4,91 4,82

5,014,82

3,70

5,06

4,18 4,35

12,82

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

CN

EL

-Gu

aya

quil

E.E

. Q

uito

CN

EL-G

ua

yas L

os R

íos

CN

EL

-Man

abí

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tro

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CN

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CN

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ta. E

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CN

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CN

EL

-Bo

líva

r

E.E

. G

alá

pag

os

US

D ¢

/kW

h

GW

hM

US

D x

10

Energía Comprada (GWh) Total Facturado (MUSD x 10) Precio Medio (USD ¢/kWh)

EmpresaEnergía Facturada

(GWh)

Facturación Servicio

Eléctrico (kUSD)

Precio Medio

(USD ¢/kWh)

CNEL-Bolívar 81,76 8.154,21 9,97

CNEL-El Oro 949,15 96.493,29 10,17

CNEL-Esmeraldas 433,23 41.968,44 9,69

CNEL-Guayaquil 4.861,01 460.891,64 9,48

CNEL-Guayas Los Ríos 1.802,17 185.888,46 10,31

CNEL-Los Ríos 356,08 33.465,55 9,40

CNEL-Manabí 1.228,70 114.233,25 9,30

CNEL-Milagro 529,12 54.230,09 10,25

CNEL-Sta. Elena 564,98 59.962,07 10,61

CNEL-Sto. Domingo 585,34 61.811,68 10,56

CNEL-Sucumbíos 279,90 28.551,94 10,20

CNEL EP 11.671,44 1.145.650,62 9,82

E.E. Ambato 604,51 61.307,29 10,14

E.E. Azogues 105,51 10.484,47 9,94

E.E. Centro Sur 996,61 103.501,06 10,39

E.E. Cotopaxi 427,86 43.886,70 10,26

E.E. Galápagos 47,01 5.107,76 10,87

E.E. Norte 514,79 53.827,54 10,46

E.E. Quito 3.875,57 368.754,61 9,51

E.E. Riobamba 334,85 35.769,90 10,68

E.E. Sur 319,28 34.765,15 10,89

Total 18.897,42 1.863.055,09 9,86

4.861

3.876

1.802

1.229997 949

605 585 565 529 515 428 433 356 335 319 280106 82 47

9,48 9,51

10,31

9,30

10,3910,17 10,14

10,56 10,6110,25

10,4610,26

9,699,40

10,6810,89

10,209,94 9,97

10,87

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

CN

EL

-Gu

aya

quil

E.E

. Q

uito

CN

EL

-Gu

aya

s L

os R

íos

CN

EL

-Man

abí

E.E

. C

en

tro

Sur

CN

EL

-El O

ro

E.E

. A

mb

ato

CN

EL

-Sto

. D

om

ing

o

CN

EL

-Sta

. E

lena

CN

EL

-Mila

gro

E.E

. N

ort

e

E.E

. C

oto

paxi

CN

EL

-Esm

era

lda

s

CN

EL

-Los R

íos

E.E

. R

iob

am

ba

E.E

. S

ur

CN

EL

-Su

cu

mb

íos

E.E

. A

zo

gue

s

CN

EL

-Bo

líva

r

E.E

. G

alá

pag

os

US

D ¢

/kW

h

GW

hM

US

D x

10

Energía Facturada (GWh) Facturación Servicio Eléctrico (MUSDx10)

Precio Medio (USD ¢/kWh) Precio Medio Anual (USD ¢/kWh)

Precio Medio Anual9,86 (USD ¢/kWh)

83

83

Los cálculos del precio medio anual se realizan a partir del total de la

energía facturada y del valor de su facturación para el 2016.

Para el sector residencial el precio medio de energía facturada fue de

10,23 USD ¢/kWh que representa un decremento de 0,05 USD ¢/kWh

con relación al 2015 (10,28 USD ¢/kWh).

TABLA No. 83: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR

GRUPO DE CONSUMO

FIG. No. 73: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR

GRUPO DE CONSUMO

Precio medio mensual de energía facturada a clientes

regulados

El precio medio de energía facturada mensualmente se puede apreciar

en la TABLA No. 84.

TABLA No. 84: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA

FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Grupo de ConsumoEnergía Facturada

(GWh)

Facturación Servicio

Eléctrico (kUSD)

Precio Medio

(USD ¢/kWh)

Residencial 7.104,85 726.986,30 10,23

Comercial 3.838,26 398.958,11 10,39

Industrial 4.778,08 453.518,65 9,49

A. Público 1.127,10 138.186,36 12,26

Otros 2.049,14 145.405,68 7,10

Total 18.897,42 1.863.055,09 9,86

12,26

10,39 10,23

9,49

7,10

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

A. Público Comercial Residencial Industrial Otros

US

D ¢

/kW

h

Precio Medio Anual 9,86 (USD ¢/kWh)

MesEnergía Facturada

(GWh)

Facturación

(kUSD)

Precio Medio

(USD ¢/kWh)

Enero 1.598,00 156.107,96 9,77

Febrero 1.552,08 155.540,28 10,02

Marzo 1.612,08 161.575,34 10,02

Abril 1.592,86 158.359,48 9,94

Mayo 1.593,49 157.394,73 9,88

Junio 1.586,22 156.139,99 9,84

Julio 1.553,34 152.020,49 9,79

Agosto 1.543,94 150.567,92 9,75

Septiembre 1.549,78 152.663,00 9,85

Octubre 1.561,88 153.359,39 9,82

Noviembre 1.551,37 151.625,26 9,77

Diciembre 1.602,40 157.701,25 9,84

Total 18.897,42 1.863.055,09 9,86

84

84

FIG. No. 74: PRECIO MEDIO MENSUAL DE LA ENERGÍA

FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Interconexiones

Ecuador mantiene interconexiones para el intercambio de energía con

otros países. Uno de ellos es Colombia, por medio de dos líneas de doble

circuito Jamondino-Pomasqui 230 kV, línea de simple circuito Tulcán-

Panamericana 138 kV. Con Perú se interconecta a través de la línea

Machala-Zorritos 230 kV. CENACE es el encargado de la operación

técnica de las transacciones en Ecuador y también es responsable de la

coordinación con los operadores de los países mencionados. Los

intercambios de energía se efectúan sobre los excedentes de cada

agente, una vez atendidas sus respectivas demandas internas.

Importación de energía eléctrica

Desde Colombia se importó un total de 43,92 GWh de energía durante el

2016. El valor más alto del año se suscitó en febrero con 18,79 GWh. En

relación a la interconexión con Perú se registraron 37,74 GWh, siendo

febrero el mes de mayor requerimiento con 19,81 GWh.

TABLA No. 85: ENERGÍA IMPORTADA

FIG. No. 75: ENERGÍA IMPORTADA (GWh)

2.7.1.1. Costos por importación de energía eléctrica

El costo total de la energía importada para el país fue de 8,26 MUSD, de

los cuales 6,06 MUSD corresponden a importaciones con Colombia y

2,20 MUSD con Perú.

1.598

1.552

1.612

1.593 1.593 1.586

1.5531.544 1.550

1.5621.551

1.602

9,7710,02 10,02 9,94 9,88 9,84 9,79 9,75 9,85 9,82 9,77 9,84

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

1400

1450

1500

1550

1600

1650

En

ero

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Jun

io

Julio

Ag

osto

Se

ptie

mb

re

Octu

bre

Novie

mb

re

Dic

iem

bre

US

D ¢

/kW

h

GW

hM

US

D x

10

Energía Facturada (GWh) Facturación (kUSD)

Precio Medio (USD ¢/kWh) Precio Medio Nacional (USD ¢/kWh)

Precio Medio Anual9,86 USD ¢/kWh

Colombia Perú Total

Ene 10,91 14,98 25,89

Feb 18,79 19,81 38,60

Mar 0,05 2,96 3,01

Abr 1,00 - 1,00

May 0,82 - 0,82

Jun 0,33 - 0,33

Jul 0,12 - 0,12

Ago 3,23 - 3,23

Sep 5,65 - 5,65

Oct 2,04 - 2,04

Nov 0,82 - 0,82

Dic 0,15 - 0,15

Total 43,92 37,74 81,66

Energía Importada (GWh)Mes


Perú 14,98 19,81 2,96 - - - - - - - - -

Colombia 10,91 18,79 0,05 1,00 0,82 0,33 0,12 3,23 5,65 2,04 0,82 0,15

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

GWh

85

85

TABLA No. 86: COSTOS POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA

FIG. No. 76: COSTOS POR IMPORTACIÓN DE ENERGÍA (MUSD)

2.7.1.2. Precio medio de energía eléctrica importada

Los precios medios de la energía importada para el 2016 estuvieron en

el orden de 13,82 USD ¢/kWh para Colombia y en 5,84 USD ¢/kWh para

Perú.

TABLA No. 87: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA

FIG. No. 77: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA IMPORTADA

Exportación de energía eléctrica

En cuanto a la exportación durante el 2016 se registraron 378,27 GWh

de energía transferida hacia Colombia, marzo fue el mes de mayor

exportación con 142,09 GWh. En lo que respecta a Perú, se exportaron

23,28 GWh, junio fue el mes más representativo con 10,39 GWh.

Mes Colombia Perú Total

Ene 1.955,80 941,32 2.897,12

Feb 2.865,44 1.060,82 3.926,25

Mar 13,85 200,29 214,14

Abr 97,17 - 97,17

May 52,22 - 52,22

Jun 26,56 - 26,56

Jul 8,49 - 8,49

Ago 339,06 - 339,06

Sep 460,41 - 460,41

Oct 169,02 - 169,02

Nov 68,88 - 68,88

Dic 10,39 - 10,39

Total 6.067,28 2.202,43 8.269,71

Total Costos por Importación de Energía (kUSD)


Colombia 1.955, 2.865, 13,85 97,17 52,22 26,56 8,49 339,06 460,41 169,02 68,88 10,39

Perú 941,32 1.060, 200,29 - - - - - - - - -

-

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

kUSD


Ene 17,92 6,28 11,19

Feb 15,25 5,36 10,17

Mar 27,42 6,77 7,12

Abr 9,73 - 9,73

May 6,33 - 6,33

Jun 8,12 - 8,12

Jul 6,91 - 6,91

Ago 10,50 - 10,50

Sep 8,15 - 8,15

Oct 8,30 - 8,30

Nov 8,35 - 8,35

Dic 6,93 - 6,93

Total 13,82 5,84 10,13

Precio Medio Importación de Energía USD ȼ/kWh


Colombia 17,92 15,25 27,42 9,73 6,33 8,12 6,91 10,50 8,15 8,30 8,35 6,93

Perú 6,28 5,36 6,77 - - - - - - - - -

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

USD ȼ/kWh

86

86

TABLA No. 88: ENERGÍA EXPORTADA

FIG. No. 78: ENERGÍA EXPORTADA

2.7.1.3. Costos por exportación de energía eléctrica

El costo de la energía exportada en el 2016 fue de 37,70 MUSD. De este

total, 37,34 MUSD corresponden a lo exportado hacia Colombia y 0,35

MUSD hacia Perú. En marzo se registró el costo más alto por exportación

hacia Colombia el cual ascendió a 24,22 MUSD; mientras que para Perú

el costo más alto se suscitó en junio con 0,13 MUSD.

TABLA No. 89: COSTOS POR EXPORTACIÓN DE ENERGÍA

FIG. No. 79: VALORES POR EXPORTACIÓN COLOMBIA

Colombia Perú Total

Ene 0,07 0,05 0,12

Feb 13,42 0,06 13,48

Mar 142,09 0,05 142,14

Abr 66,43 0,05 66,48

May 63,63 2,67 66,30

Jun 40,32 10,39 50,71

Jul 15,97 3,12 19,09

Ago 23,62 5,52 29,14

Sep 6,29 1,22 7,51

Oct 2,55 0,05 2,60

Nov 2,34 0,05 2,39

Dic 1,53 0,05 1,58

Total 378,27 23,28 401,55

MesEnergía Exportada (GWh)


Colombia 0,07 13,42 142,09 66,43 63,63 40,32 15,97 23,62 6,29 2,55 2,34 1,53

Perú 0,05 0,06 0,05 0,05 2,67 10,39 3,12 5,52 1,22 0,05 0,05 0,05

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

MWh


Ene 12,69 6,04 18,74

Feb 2.730,49 7,16 2.737,65

Mar 24.220,12 5,63 24.225,75

Abr 6.427,45 5,42 6.432,87

May 925,12 11,54 936,66

Jun 798,26 30,02 828,28

Jul 381,77 15,72 397,49

Ago 886,74 21,14 907,88

Sep 282,27 8,55 290,83

Oct 190,19 5,93 196,12

Nov 214,88 5,93 220,81

Dic 274,05 5,93 279,99

Total 37.344,04 129,02 37.473,07

Total Costos por Exportación de Energía (kUSD)


Colombia 12,69 2.730,4 24.220, 6.427,4 925,12 798,26 381,77 886,74 282,27 190,19 214,88 274,05

-

5.000,00

10.000,00

15.000,00

20.000,00

25.000,00

kUSD

87

87

FIG. No. 80: COSTOS POR EXPORTACIÓN PERÚ

2.7.1.4. Precio medio de energía eléctrica exportada

El precio medio de exportación de energía se situó en 9,40 USD ¢/kWh,

siendo febrero el mes con la cifra más representativa 20,31 USD ¢/kWh

TABLA No. 90: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA

Los precios medios por exportación de energía a través de redes de

distribución se presentan en la siguiente tabla:

FIG. No. 81: PRECIO MEDIO DE ENERGÍA EXPORTADA 2016

Análisis comparativo del precio medio de

transacciones internacionales

En la TABLA No. 91 y FIG. No. 50 se presentan los precios medios de

importación y exportación de energía eléctrica. El resultado de las

transacciones con Colombia refleja que el precio de importación es mayor

al de exportación, mientras que para Perú el precio medio de exportación

resultó ser superior al de importación.

TABLA No. 91: COMPARATIVO PRECIO MEDIO (USD ¢/kWh)


Perú 6,04 7,16 5,63 5,42 11,54 30,02 15,72 21,14 8,55 5,93 5,93 5,93

-

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

kUSD


Ene 17,76 11,56 15,14

Feb 20,35 11,16 20,31

Mar 17,05 11,66 17,04

Abr 9,67 11,81 9,68

May 1,45 1,21 1,44

Jun 1,98 1,23 1,83

Jul 2,39 1,48 2,24

Ago 3,75 1,50 3,33

Sep 4,48 1,92 4,07

Oct 7,45 11,75 7,54

Nov 9,20 11,75 9,26

Dic 17,96 11,75 17,76

Total 9,87 1,52 9,39

Precio Medio Exportación de Energía (USD ȼ/kWh)


Colombia 17,76 20,35 17,05 9,67 1,45 1,98 2,39 3,75 4,48 7,45 9,20 17,96

Perú 11,56 11,16 11,66 11,81 1,21 1,23 1,48 1,50 1,92 11,75 11,75 11,75

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

USD ȼ/kWh

Colombia Perú Colombia Perú

Ene 17,92 6,28 17,76 11,56

Feb 15,25 5,36 20,35 11,16

Mar 27,42 6,77 17,05 11,66

Abr 9,73 - 9,67 11,81

May 6,33 - 1,45 1,21

Jun 8,12 - 1,98 1,23

Jul 6,91 - 2,39 1,48

Ago 10,50 - 3,75 1,50

Sep 8,15 - 4,48 1,92

Oct 8,30 - 7,45 11,75

Nov 8,35 - 9,20 11,75

Dic 6,93 - 17,96 11,75

ExportaciónMes

Importación

88

88

FIG. No. 82: COMPARATIVO PRECIO MEDIO COLOMBIA USD

¢/kWh

FIG. No. 83: COMPARATIVO PRECIO MEDIO PERÚ USD ¢/kWh


Importación Colombia 17,92 15,25 27,42 9,73 6,33 8,12 6,91 10,50 8,15 8,30 8,35 6,93

Exportación Colombia 17,76 20,35 17,05 9,67 1,45 1,98 2,39 3,75 4,48 7,45 9,20 17,96

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

USD ȼ/kWh


Importación Perú 6,28 5,36 6,77

Exportación Perú 11,56 11,16 11,66 11,81 1,21 1,23 1,48 1,50 1,92 11,75 11,75 11,75

0

2

4

6

8

10

12

USD ȼ/kWh

89

89

Indicadores del sector eléctrico

ecuatoriano

El desarrollo del país está estrechamente vinculado con el trabajo

realizado por el sector eléctrico ecuatoriano a diario. Es por eso que en

el presente capítulo se presentan varios de sus indicadores, los cuales

han sido calculados en base a la información reportada por los diferentes

participantes del sector. Los resultados obtenidos pretenden brindar una

idea general de la situación acontecida en relación a las transacciones

efectuadas en las diferentes etapas funcionales del sector eléctrico

ecuatoriano durante el 2016.

Balance nacional de energía

En la TABLA No. 92, se presenta la siguiente información relevante del

2015:

Potencia nominal en generación.- Esta se presenta por tipo de

energía y puede ser: Renovable (4.446,36 MW) y No Renovable

(3.586,14 MW), equivalente al 43,27 % y 56,73 %

respectivamente. Mientras que las centrales hidráulicas

representan el 54,05 %, las térmicas el 43,59 % y, las eólicas y

fotovoltaicas el 0,32%.

Capacidad efectiva en generación.- También está segmentada

por tipo de energía. Puede ser: Renovable (4.603,07 MW) y No

Renovable (3.003,03 MW) con una equivalencia del 60,52 % y

39,48 % respectivamente. En lo que respecta al grupo de energía

renovable, su producción en base al recurso hídrico representó

el 58,09 %, durante el 2016. La generación mediante recursos

como el sol, el viento, la biomasa y el biogas representaron el

2,43 %. El reporte también presenta los datos generados por las

interconexiones con los países vecinos de Colombia y Perú.

Producción total de energía e importaciones.- La generación de

electricidad alcanzó los 16.202,20 GWh como energía renovable,

esta representa un 59,67 % del total. Mientras que la no

renovable llegó a los 10.870,42 GWh, con un valor de 40,03 %.

Por su parte, las cifras obtenidas a través de las interconexiones

con Perú y Colombia se sitúan en 81,66 GWh, que corresponden

al 0,30 % de la producción nacional.

Producción total de energía e importaciones del S.N.I.- La

producción total de electricidad e importaciones para el Sistema

Nacional Interconectado (S.N.I.) desagregada por tipo de energía

es la siguiente: renovable con 16.175,76 GWh (68,78 %) y no

renovable con 7.261,05 GWh (30,87 %). Por su parte, la

importación alcanzó los 81,66 GWh que representan el 0,35 %

de la producción final. Es claro que el mayor aporte de energía

se lo hace a través de energías renovables.

Energía entregada para servicio público.- Es la energía puesta a

disposición de los clientes finales a través del Sistema Nacional

de Transmisión (S.N.T.) y de los distintos sistemas de

distribución. La generación de energía renovable en el 2016 fue

de 15.400,68 GWh (68,31 %), la de energía no renovable fue de

7.064,13 GWh (31,33 %) y la obtenida por interconexiones fue de

81,66 GWh (0,36 %).

Energía disponible para servicio público.- Los clientes finales

pudieron acceder a 22.042,28 GWh en el 2016. Esta cifra

contempla las exportaciones de energía realizadas a través de

las interconexiones, que corresponde a la energía disponible en

los sistemas de distribución para el consumo.

Consumo de energía para servicio público. Es la energía

facturada por las empresas distribuidoras a los clientes finales.

Se presenta por grupo de consumo (residencial, comercial,

industrial, alumbrado público y otros). Se facturaron 19.351,34

GWh. Adicionalmente, las pérdidas en los sistemas de

distribución, alcanzaron los 2.690,94 GWh, equivalente al 12,21

% a nivel nacional. También se incluyen los datos del dinero

facturado y recaudado, obteniéndose así el indicador de

recaudación con el 98,08 %.

90

90

TABLA No. 92: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

MW %

Hidráulica 4.446,36 54,05%

Eólica 21,15 0,26%

Fotovoltaica 26,48 0,32%

Biomasa 144,30 1,75%

Biogas 2,00 0,02%

4.640,29 56,41%

Térmica MCI 2.005,43 24,38%

Térmica Turbogas 1.118,85 13,60%

Térmica Turbovapor 461,87 5,61%

3.586,14 43,59%

8.226,42 100,00%

MW %

Colombia 540,00 83,08%

Perú 110,00 16,92%

650,00 100,00%

1. Potencia nominal en generación de energía eléctrica

Total Energía Renovable

No Renovable

Total Potencia Nominal

Interconexiones

Interconexiones

Total Interconexiones

Energía Renovable

Total Energía No Renovable

Hidráulica4.446,36 54,05%

Eólica21,15

0,26%

Fotovoltaica26,48

0,32%

Biomasa144,30 1,75%

Biogas2,00

0,02%

Térmica MCI2.005,43 24,38%

Térmica Turbogas1.118,85 13,60%

Térmica Turbovapor461,87 5,61%

Potencia Nominal (MW)

MW %

Hidráulica 4.418,18 58,09%

Eólica 21,15 0,28%


Biomasa 136,40 1,79%

Biogas 1,76 0,02%

4.603,07 60,52%

Térmica MCI 1.605,86 21,11%

Térmica Turbogas 965,43 12,69%

Térmica Turbovapor 431,74 5,68%

3.003,03 39,48%

7.606,10 100,00%

MW %

Colombia 525,00 82,68%

Perú 110,00 17,32%

635,00 100,00%

Interconexiones

2. Capacidad efectiva en generación de energía eléctrica


No Renovable

Energía Renovable


Total Capacidad Efectiva

Interconexiones

Total Interconexiones

Hidráulica4.418,18 58,09%

Eólica21,15

0,28%

Fotovoltaica25,59

0,34%

Biomasa…

Biogas1,76

0,02%

Térmica MCI1.605,86 21,11%

Térmica Turbogas

965,43 12,69%

Térmica Turbovapor431,74 5,68%

Capacidad Efectiva (MW)

91

91

GWh %

Hidráulica 15.589,69 57,41%

Eólica 83,96 0,31%


Biomasa 476,52 1,75%

Biogas 13,28 0,05%

16.202,20 59,67%

Térmica MCI 6.303,52 23,21%


Térmica Turbovapor 1.804,70 6,65%

10.870,42 40,03%

27.072,62 99,70%

Colombia 43,92 0,16%

Perú 37,74 0,14%

Importación 81,66 0,30%

27.154,28 100,00% Total Producción Nacional + Importación

Energía Renovable

3. Producción Total de Energía e Importaciones


No Renovable


Total Producción Nacional

Interconexión

GWh %

Hidráulica 15.572,13 66,21%

Eólica 78,02 0,33%


Biomasa 476,52 2,03%

Biogas 13,28 0,06%

16.175,76 68,78%

Térmica MCI 3.191,07 13,57%



7.261,05 30,87%

23.436,81 99,65%

Colombia 43,92 0,19%

Perú 37,74 0,16%

Importación 81,66 0,35%

23.518,47 100,00%

3.1 Producción Total de Energía e Importaciones S.N.I.

No Renovable

Total Energía No Renovable S.N.I.

Total Producción Nacional S.N.I.

Interconexión

Total Producción Nacional + Importación S.N.I.

Energía Renovable

Total Energía Renovable S.N.I.

92

92

GWh %

Hidráulica 14.999,26 66,53%

Eólica 82,04 0,36%


Biomasa 268,11 1,19%

Biogas 12,88 0,06%

15.400,68 68,31%

Térmica MCI 3.179,25 14,10%



7.064,13 31,33%

22.464,81 99,64%

Interconexión Importación 81,66 0,36%

22.546,47 100,00%

Total Producción Nacional

Total Energía Entregada para Servicio Público

No Renovable


Energía Renovable

4. Energía Entregada para Servicio Público


GWh %

584,85 2,83%

22.443,83 97,17%

Energía Exportada Perú 23,28 0,10%

Energía Exportada Colombia 378,27 1,69%

22.042,28 98,21%

GWh %

Residencial 7.104,85 32,23%

Comercial 3.838,87 17,42%

Industrial 5.231,38 23,73%

A. Público 1.127,10 5,11%

Otros 2.049,14 9,30%

19.351,34 87,79%

Técnicas 1.761,76 7,99%

No Técnicas 929,19 4,22%

2.690,94 12,21%

Recaudación USD Facturados (Millones) 1.867,66

1.831,84 98,08%

* Valores reportados por Celec-Transelectric

Total Pérdidas de Energía en Distribución

USD Recaudados (Millones)

5. Energía Disponible para Servicio Público

Pérdidas en Transmisión *

Total Energía Disponible para Servicio Público

Total Energía Disponible en los Sistemas de Distribución

6. Consumo de Energía para Servicio Público

Consumo de Energía a Nivel

Nacional

Pérdidas en Distribución

Total

93

93

Balance de energía del sistema eléctrico de

distribución

El balance de energía eléctrica en el sistema de distribución, corresponde

a la energía que recibe el sistema de cada una de las empresas

distribuidoras versus la energía entregada a los consumidores finales. De

esta forma se determinan las pérdidas en distribución como la diferencia

entre la energía recibida por el sistema de distribución y la registrada en

los equipos de medición (entregada) de los clientes finales.

A continuación se presenta el balance de energía para cada una de las

empresas distribuidoras y el balance general del sistema eléctrico de

distribución.

TABLA No. 93: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA

El sistema eléctrico nacional dispuso de 22.042,28 GWh en cuanto a

distribución. De esta cantidad de energía la CNEL EP aportó con el

63,13% y las empresas eléctricas con el 36,87%. De la misma manera,

las pérdidas totales del sistema fueron de 2.690,94 GWh, el 78,77%

correspondió a la CNEL EP y el 21,23% a las empresas eléctricas.

FIG. No. 84: BALANCE DE ENERGÍA POR EMPRESA

DISTRIBUIDORA (%)

La FIG. No. 84 demuestra de forma aproximada el comportamiento por

empresa o unidad de negocio de CNEL EP, en relación al total de energía

que disponen. En esta se aprecia claramente que la cantidad porcentual

de las pérdidas de distribución, con respecto a la energía disponible es

bastante reducida. Mientras que la energía que ha sido entregada y

facturada a clientes finales representa la mayor cantidad.

TABLA No. 94: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA

ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (GWh)

Del total de energía disponible en el sistema de distribución, el 87,79%

se factura a clientes regulados y no regulados, mientras que el 12,21%

corresponde a pérdidas en el sistema.

Distribuidora

Disponible en

el Sistema

(MWh)

Facturada a

Clientes

Regulados

(MWh)

Facturada a

Clientes No

Regulados o

Terceros

(MWh)

Pérdidas

Sistema

(MWh)

Perdidas

Técnicas del

Sistema

(MWh)

Perdidas No

Técnicas del

Sistema

(MWh)

Pérdidas

Sistema

(%)

CNEL-Bolívar 87.499,80 81.759,56 - 5.740,24 5.739,62 0,62 6,56

CNEL-El Oro 1.119.026,43 949.149,91 1.231,71 168.644,82 108.242,13 60.402,69 15,07

CNEL-Esmeraldas 570.312,92 433.231,91 7.307,82 129.773,20 52.144,98 77.628,22 22,75

CNEL-Guayaquil 5.571.673,87 4.861.007,81 55.933,31 654.732,75 468.437,08 186.295,67 11,75

CNEL-Guayas Los Ríos 2.141.226,52 1.802.174,41 12.877,69 326.174,41 250.737,49 75.436,93 15,23

CNEL-Los Ríos 444.087,51 356.083,64 672,53 87.331,35 34.512,26 52.819,08 19,67

CNEL-Manabí 1.625.335,67 1.228.698,89 5.053,48 391.583,30 194.606,63 196.976,68 24,09

CNEL-Milagro 684.047,97 529.119,97 27.825,11 127.102,88 50.451,99 76.650,89 18,58

CNEL-Sta. Elena 667.595,15 564.979,42 1.346,31 101.269,42 57.957,14 43.312,27 15,17

CNEL-Sto. Domingo 673.342,42 585.338,64 11.989,99 76.013,78 58.804,96 17.208,82 11,29

CNEL-Sucumbíos 331.294,27 279.900,25 - 51.394,02 40.954,70 10.439,32 15,51

CNEL EP 13.915.442,53 11.671.444,41 124.237,95 2.119.760,17 1.322.588,98 797.171,19 15,23

E.E. Ambato 644.314,14 604.510,48 2.437,32 37.366,34 36.662,53 703,80 5,80

E.E. Azogues 110.193,60 105.509,01 0,00 4.684,60 4.259,16 425,44 4,25

E.E. Centro Sur 1.078.265,84 996.605,57 4.807,55 76.852,72 66.537,34 10.315,38 7,13

E.E. Cotopaxi 536.995,03 427.861,02 63.327,78 45.806,23 37.382,50 8.423,73 8,53

E.E. Galápagos 51.755,98 47.008,00 0,00 4.747,98 3.840,02 907,97 9,17

E.E. Norte 575.892,71 514.785,08 7.958,22 53.149,41 36.272,05 16.877,36 9,23

E.E. Quito 4.395.810,63 3.875.567,02 248.953,51 271.290,11 217.634,53 53.655,58 6,17

E.E. Riobamba 377.827,30 334.851,29 1.582,73 41.393,28 30.119,99 11.273,28 10,96

E.E. Sur 355.784,53 319.278,51 615,88 35.890,14 31.184,29 4.705,85 10,09

Total 22.042.282,30 18.897.420,37 453.920,95 2.690.940,98 1.786.481,40 904.459,58 12,21

0

20

40

60

80

100

(%)

Facturada a Clientes No Regulados o Terceros (%) Perdidas Tecnicas del Sistema (%)

Perdidas No Tecnicas del Sistema (%) Facturada a Clientes Regulados (%)

Sistema

Energía

Disponible en

el Sistema

Energía Facturada

a Clientes

Regulados

Energía Facturada

a Clientes No

Regulados o

Terceros

Pérdidas

del

Sistema

Pérdidas

Técnicas

del Sistema

Pérdidas No

Técnicas

del Sistema

Sistema Eléctrico

de Distribución22.042,28 18.897,42 453,92 2.690,94 1.786,48 904,46

94

94

Factor de planta

El factor de planta es la relación entre la energía total producida por una

unidad o central de generación, en un periodo de tiempo (Ep), y la

potencia efectiva promedio (Pe) multiplicada por las horas totales de ese

periodo (horas).

Fp (%)= [Ep (kWh)/ (Pe (kW)*horas)]*100

Factor de planta de empresas generadoras

En la siguiente tabla, se presentan los factores de planta anuales de las

diferentes generadoras. Se observa que este indicador se encuentra en

el rango del 10 % al 90 %, las centrales de energía renovable son las que

registran factores de planta altos, al contrario de aquellas centrales de

energía no renovable.

TABLA No. 95: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (1/2)

TABLA No. 96: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS GENERADORAS (2/2)

Empresa Central

Energía

Bruta

(GWh)

Factor de

Planta

(%)

Altgenotec Altgenotec 1,11 12,80

Brineforcorp Brineforcorp 1,21 13,77

Coca Codo Sinclair 2.727,28 21,09

Manduriacu 292,38 51,35

Enrique García 261,08 31,05

Gonzalo Zevallos (Gas) 20,38 11,63

Gonzalo Zevallos (Vapor) 691,79 56,41

Santa Elena II 364,73 64,03

Santa Elena III 126,61 36,13

Trinitaria 553,40 47,50

CELEC-Gensur Villonaco 78,02 53,98

Agoyán 1.000,07 73,18

Pucará 273,01 42,69

San Francisco 1.163,20 62,63

CELEC-Hidroazogues Central Alazán 6,26 39,86

Baba 125,08 34,00

Marcel Laniado 1.099,82 58,94

Mazar 763,45 51,27

Paute 5.161,57 53,57

Sopladora 985,96 33,74

Esmeraldas I 416,00 37,99

Esmeraldas II 251,63 34,20

Jaramijo 605,45 53,63

La Propicia 5,97 8,01

Manta II 97,41 64,13

Miraflores 46,68 13,53

Pedernales 3,66 11,00

Termogas Machala I 926,41 80,98

Termogas Machala II 544,00 52,19

Celso Castellanos 5,08 8,05

Dayuma 2,26 14,35

Floreana 0,17 8,20

Guangopolo 63,81 33,41

Guangopolo2 165,17 39,28

Isabela 3,49 16,99

Jivino I 0,80 2,53

Jivino II 29,62 33,81

Jivino III 235,39 63,98

Loreto 2,84 18,01

Payamino 0,89 5,66

Puná Nueva 3,44 15,60

Quevedo II 342,95 48,33

Sacha 109,99 67,51


Santa Cruz 17,92 15,99

Santa Rosa 42,77 9,57

Secoya 47,58 67,89



CELEC-Electroguayas

CELEC-Hidroagoyán

CELEC-Hidronación

CELEC-Hidropaute



95

95

Factor de planta de empresas distribuidoras con

generación

En las empresas de distribución con generación de igual forma el factor

de planta de las centrales representa la cantidad de energía que se ha

producido en relación a la cantidad de energía que la central podría

producir durante un año. Se debe considerar que las centrales

termoeléctricas, por el elevado costo del combustible, van a tener un

factor de planta menor pues económicamente son despachadas

posteriormente a las centrales de producción de energía renovable.

TABLA No. 97: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN

Factor de planta de empresas autogeneradoras

En la siguiente tabla se presentan los factores de planta de empresas

autogeneradoras, este indicador para el 2016 se encuentra en el rango

de 7 % al 70 %, debido a que gran parte de las unidades de generación

son térmicas de tipo móvil, y por temas de mantenimientos preventivos o

Empresa Central

Energía

Bruta

(GWh)

Factor de

Planta

(%)

CELEC-Termopichincha Aislados Orellana y Sucumbíos 8,03 9,76

Ecuagesa TOPO 36,73 73,61

El Descanso 55,21 36,64

Gualaceo 6,19 72,86

Ocaña 170,99 74,79

Saucay 116,93 55,62

Saymirín 87,21 64,15

Electrisol Paneles Electrisol 1,65 18,92

Electroquil Electroquil 241,42 14,33

Carcelen 0,37 69,58

El Carmen 50,45 70,24

Noroccidente 1,69 80,59

Recuperadora 117,87 92,80

Enersol Enersol 1-500 0,67 15,79

Eolicsa San Cristóbal 1,31 6,23

Mulalo 1,53 17,52

Pastocalle 1,53 17,53

Gasgreen Gasgreen 13,28 86,11

Generoca Generoca 89,90 29,83

Genrenotec Genrenotec 1,12 12,87

Gonzanergy Gonzanergy 1,71 19,51

Salinas 3,95 22,57

Tren Salinas 1,98 22,59

Corazón 8,17 95,22

Sibimbe 83,57 67,18

Uravia 8,05 93,76

Hidrotambo Hidrotambo 32,04 55,62

Hidrovictoria Victoria 2,56 29,64

Intervisa Trade Victoria II 126,58 14,17

Lojaenergy Lojaenergy 1,57 25,51

Renova Loja Renovaloja 1,38 22,49

Sabiangosolar Sabiango Solar 1,32 20,78

San Pedro San Pedro 1,71 19,54

Sanersol Sanersol 1,32 15,13

Sansau Sansau 1,31 14,97

Saracaysol Saracaysol 1,35 15,42

Solchacras Solchacras 1,24 14,12

Solhuaqui Solhuaqui 1,25 14,23

Solsantonio Solsantonio 1,27 14,47

Solsantros Solsantros 1,35 15,38

Surenergy Surenergy 1,47 16,75

Termoguayas Barcaza Keppel Energy 432,17 41,11

Valsolar Paragachi 1,51 17,36

Wildtecsa Wildtecsa 1,31 15,07

Gransolar

Hidrosibimbe

Elecaustro

EMAAP-Q

Epfotovoltaica

Tipo de

GeneraciónEmpresa Central

Energía

Bruta (MWh)

Factor de

Planta Anual

(%)

Eólica E.E. Galápagos Baltra Eolico 4.534,52 23,01

Eólica E.E. Galápagos San Cristóbal 93,21 0,44

Fotovoltaica E.E. Centro Sur Panel Fotovoltaico 726,18 22,25

Fotovoltaica E.E. Galápagos Baltra Solar 91,50 15,64

Fotovoltaica E.E. Galápagos Floreana Perla Solar 23,10 12,56

Fotovoltaica E.E. Galápagos Floreana Solar aislados 6,50 13,48

Fotovoltaica E.E. Galápagos Isabela Solar aislados 12,53 19,07

Fotovoltaica E.E. Galápagos San Cristobal Solar Eolicsa 15,46 14,12

Fotovoltaica E.E. Galápagos Santa Cruz Solar aislados 16,24 18,54

Fotovoltaica E.E. Galápagos Santa Cruz Solar Puerto Ayora 2.052,59 15,41

Hidráulica E.E. Ambato Península 11.466,58 45,14

Hidráulica E.E. Cotopaxi Catazacón 3.031,14 45,53

Hidráulica E.E. Cotopaxi El Estado 5.847,58 40,21

Hidráulica E.E. Cotopaxi Illuchi No.1 22.541,74 64,33

Hidráulica E.E. Cotopaxi Illuchi No.2 25.858,14 56,77

Hidráulica E.E. Norte Ambi 25.819,74 37,55

Hidráulica E.E. Norte Buenos Aires 2012 2.096,48 25,19

Hidráulica E.E. Norte La Playa 8.417,12 87,35

Hidráulica E.E. Norte San Miguel de Car 15.688,76 71,07

Hidráulica E.E. Quito Cumbayá 118.969,26 33,95

Hidráulica E.E. Quito Guangopolo 53.038,71 28,94

Hidráulica E.E. Quito Los Chillos 11.443,17 74,22

Hidráulica E.E. Quito Nayón 96.567,00 37,12

Hidráulica E.E. Quito Pasochoa 23.460,28 59,51

Hidráulica E.E. Riobamba Alao 77.274,86 88,21

Hidráulica E.E. Riobamba Nizag 3.918,33 59,32

Hidráulica E.E. Riobamba Río Blanco 16.219,70 61,72

Hidráulica E.E. Sur Carlos Mora 16.728,73 79,57

MCI E.E. Ambato Lligua 497,34 0,91

MCI E.E. Quito G. Hernández 109.873,96 40,20

MCI E.E. Sur Catamayo 7.142,01 4,75

Turbogas CNEL-Guayaquil Álvaro Tinajero 68.579,32 12,23

Turbogas CNEL-Guayaquil Aníbal Santos (Gas) 48.471,12 5,70

96

96

correctivos de tienen que los factores de planta son bajos con relación a

las empresas de generación.

TABLA No. 98: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (1/2)

TABLA No. 99: FACTOR DE PLANTA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS (2/2)

Empresa Central

Energía

Bruta

(MWh)

Factor de

Planta

(%)

Agip Agip Oil - CPF 202.943,45 63,94

Agip Agip Oil - Sarayacu 12.379,91 18,16

Agip Agip Oil - Villano A - -

Agua y Gas de Sillunchi Sillunchi I 223,90 28,40

Agua y Gas de Sillunchi Sillunchi II 1.212,68 46,14

Andes Petro Cami 57,59 16,44

Andes Petro CDP 505,73 17,60

Andes Petro Chorongo A 1.167,41 44,42

Andes Petro CPH 2.262,32 20,30

Andes Petro Dorine Battery 18.999,39 40,16

Andes Petro Dorine G 961,77 40,66

Andes Petro Dorine H 988,90 22,58

Andes Petro Estación Dayuma 87,00 7,52

Andes Petro Fanny 50 1.116,33 39,82

Andes Petro Fanny 60 278,25 4,24

Andes Petro Hormiguero A 650,12 9,66

Andes Petro Hormiguero B 3.704,94 50,96

Andes Petro Hormiguero C 18.149,15 34,24

Andes Petro Hormiguero D 5.976,96 22,74

Andes Petro Hormiguero SUR 1.552,70 6,52

Andes Petro Kupi 1 1.309,74 29,90

Andes Petro Kupi 4 1.416,44 16,17

Andes Petro Lago Agrio LTF 19,30 0,17

Andes Petro Mariann 30 2.327,89 33,22

Andes Petro Mariann 4A 5.308,90 48,48

Andes Petro Mariann 5-8 2.258,69 24,56

Andes Petro Mariann 9 2.553,83 30,06

Andes Petro Mariann Battery 3.001,09 42,82

Andes Petro Mariann Vieja 6.684,35 25,44

Andes Petro Nantu B 5.227,53 23,40

Andes Petro Nantu C 2.919,09 41,65

Andes Petro Nantu D 17.142,35 45,19

Andes Petro Penke B 5.267,45 55,27

Andes Petro Pindo 1.595,25 17,85

Andes Petro Shiripuno 50,68 1,45

Andes Petro Sunka 1 4.008,93 28,60

Andes Petro Sunka 2 1.348,89 42,77

Andes Petro Tapir A 6.532,41 16,12

Andes Petro Tarapoa North West 5 216,48 4,12

Andes Petro Tarapuy 3.737,52 67,19

Andes Petro TPP 339.049,50 59,18

Andes Petro Wanke 1 3.043,55 10,28

CP Tungurahua Tiliví 195,85 37,26

Ecoelectric Ecoelectric 129.322,10 41,94

Ecoluz Loreto 16.127,55 83,68

Ecoluz Papallacta 29.943,03 55,13

Ecudos Ecudos A-G 105.403,94 43,60

Electrocordova Electrocórdova 1.295,00 73,92

Enermax Calope 90.276,84 68,70

Hidroabanico Hidroabanico 319.703,73 96,07

Hidroimbabura Hidrocarolina 1.945,38 25,38

Hidrosanbartolo Hidrosanbartolo 204.087,19 46,64

I.M. Mejía La Calera 2.368,14 27,03

Moderna Alimentos Geppert 7.239,55 50,09

Moderna Alimentos Kohler - -

Municipio Cantón Espejo Espejo 1.033,53 29,50

Ocp Amazonas 9.568,65 17,78

Ocp Cayagama 89,02 0,30

Ocp Chiquilpe 1,76 0,13

Ocp Páramo 63,00 0,28

Ocp Puerto Quito 0,99 0,07

Ocp Sardinas 8.071,97 17,28

Ocp Terminal Marítimo 15,11 0,10

Orion Estacion CFE 541,68 53,77

Orion Estacion ENO 1.957,53 38,53

Orion Estacion Ocano 1.002,16 40,71

Orion Estacion Peña Blanca 591,80 14,56

Orion Estacion Ron 691,71 68,66

Perlabí Perlabí 7.572,91 35,14

Petroamazonas Aguajal 5.590,68 26,63

Petroamazonas Anaconda 920,95 7,10

Petroamazonas Angel Norte 1.716,61 13,29

Petroamazonas Apaika 6.688,00 17,13

Petroamazonas Arazá 1.753,46 24,44

Petroamazonas Arcolands Shushufindi 42.443,32 64,57

Petroamazonas Auca 1.509,64 15,94

Petroamazonas Auca 51 7.336,80 47,86

Petroamazonas Auca Central 1.157,13 22,50

Petroamazonas Auca Sur 37.469,46 32,54

Petroamazonas Cedros 310,08 7,87

Petroamazonas CELEC SACHA 23.290,27 23,74

Petroamazonas Coca 21.418,24 28,29

Petroamazonas Cononaco 15.341,66 23,86

Petroamazonas CPF 159.050,93 68,29

Petroamazonas Cuyabeno 49.864,30 37,16

Petroamazonas Dumbique 840,90 5,19

Petroamazonas EPF- Pad L 3.795,30 8,60

Petroamazonas EPF-Eden Yuturi 440.326,04 72,04

Petroamazonas Frontera 3.303,43 35,44

97

97

Consumo per cápita

El cálculo del indicador de consumo per cápita a nivel de provincia y a

nivel nacional, para lo cual, se utiliza el consumo de energía de los

clientes regulados por las empresas distribuidoras y la población

proyectada por el INEC para el 2016.

Estos datos revelan que el mayor consumo para el 2016 ocurrió en las

provincias de: Guayas, Galápagos, Pichincha, El Oro y Azuay. Estos

consumos se encuentran sobre los 1.000 kWh/hab. Además, se

establece que las de menor consumo son: Morona Santiago, Bolívar,

Zamora Chinchipe y Carchi que están bajo los 500 kWh/hab.

TABLA No. 100: CONSUMO PER CÁPITA ANUAL POR PROVINCIA

* Dato proyectado - INEC

Empresa Central

Energía

Bruta

(MWh)

Factor de Planta

(%)

Petroamazonas Gacela 3.370,37 25,93

Petroamazonas Guanta 14.145,90 14,72

Petroamazonas Indillana 11.441,07 57,28

Petroamazonas Itaya A 3.652,79 23,17

Petroamazonas Itaya B 4.580,92 47,76

Petroamazonas Jaguar 343,40 24,81

Petroamazonas Jivino A - -

Petroamazonas Jivino B - -

Petroamazonas Justice Culebra 16.631,72 31,64

Petroamazonas Justice Lago Agrio 4.255,92 9,72

Petroamazonas Justice Sacha - -

Petroamazonas Justice Shushufindi Sur 29.402,67 55,94

Petroamazonas Lago Agrio 57.781,41 64,99

Petroamazonas Laguna 489,12 12,69

Petroamazonas Limoncocha 50.248,94 64,67

Petroamazonas Lobo 390,00 4,26

Petroamazonas Mono 1.627,10 10,66

Petroamazonas Nenke 1.226,36 20,53

Petroamazonas Oso 64.264,09 28,05

Petroamazonas Pacayacu 224,34 9,15

Petroamazonas Paka Norte 302,40 2,29

Petroamazonas Paka Sur 13.225,01 39,11

Petroamazonas Pakay 5.212,10 32,25

Petroamazonas Palmar Oeste 8.004,71 18,68

Petroamazonas Palo Azul PGE 117.228,74 40,33

Petroamazonas Pañayacu 220,05 7,83

Petroamazonas Payamino 16.524,99 20,25

Petroamazonas Pichincha - -

Petroamazonas Poweron Auca Pozos 54.305,18 39,84

Petroamazonas RS Roth Aguarico 45.122,73 73,59

Petroamazonas RS Roth Shushufindi Drago 2 13.904,29 55,69

Petroamazonas RS Roth Shushufindi Drago N1 24.703,17 54,23

Petroamazonas Sacha 30.227,40 13,37

Petroamazonas Sacha Norte 1 5.485,30 9,91

Petroamazonas Sacha Norte 2 8.212,30 15,92

Petroamazonas Sacha Sur 13.028,90 15,48

Petroamazonas Sansahuari 13.919,81 24,49

Petroamazonas Santa Elena 462,55 4,05

Petroamazonas Secoya 146.407,44 51,55

Petroamazonas Shushufindi 38.412,86 43,85

Petroamazonas Shushufindi Estación Sur-oeste 29.325,51 58,85

Petroamazonas Shushufindi Norte 10.140,89 48,78

Petroamazonas SRF Shushufindi 21,13 0,69

Petroamazonas Sucumbíos - -

Petroamazonas Tangay 336,92 6,43

Petroamazonas Tapi 7.857,33 27,73

Petroamazonas Tetete 9.421,62 37,00

Petroamazonas Tipishca 2.292,53 45,51

Petroamazonas Tumali 1.534,13 22,86

Petroamazonas Tuntiak - -

Petroamazonas VHR 26.237,58 34,92

Petroamazonas Vinita 3.252,46 14,05

Petroamazonas Yamanunka 10.510,49 99,99

Petroamazonas Yanaq.Este 386,90 8,49

Petroamazonas Yanaq.Oeste 2.927,09 29,11

Petroamazonas Yuca 7.370,78 32,97

Petroamazonas Yuralpa 55.617,76 76,50

Repsol REPSOL YPF-NPF-1 262.409,00 85,59

Repsol REPSOL YPF-NPF-2 36.758,89 59,19

Repsol REPSOL YPF-SPF-1 127.138,00 76,39



Repsol REPSOL YPF-SSFD 11.433,44 19,93

Río Napo CELEC SACHA 14.844,12 15,13

Río Napo Power Module 01 3.691,35 -

Río Napo Power Module 02 2.863,42 -

Río Napo Turbinas 1.494,87 -

San Carlos San Carlos 241.793,60 37,50

SERMAA EP Atuntaqui 2.424,08 86,48

SERMAA EP Fabrica Imbabura 2.247,72 49,34

Sipec MDC-CPF 35.522,16 54,80

Sipec PBH-ESTACION - -

Sipec PBH-HUA01 503,26 -

Sipec PBH-HUA02 772,88 12,60

Sipec PBH-PAR12 1.072,35 8,16

Sipec PBH-PSO02 353,54 -

Tecpetrol Bermejo Este 235,24 17,67

Tecpetrol Bermejo Sur 1008 4.152,96 44,56

Tecpetrol Bermejo Sur 12 3.312,69 43,77

Tecpetrol Estación Norte 2.121,60 84,09

Tecpetrol Estación Rayo 1.226,28 19,34

Tecpetrol Estación Sur 7.825,66 77,55

Tecpetrol Planta de Agua 9.086,23 68,24

Tecpetrol Subestación 4B 1.841,76 46,11

UCEM Planta Chimborazo 4.394,82 26,40

UCEM Planta Guapan 6,89 0,03

UNACEM Selva Alegre 171.766,91 71,82

Vicunha Vindobona 38.089,32 74,20

ProvinciaConsumo de

Energía (GWh)Población*

Consumo Per

Cápita

(kWh/hab)

Azuay 945,76 824.646,00 1.146,87

Bolívar 82,65 203.344,00 406,44

Cañar 193,70 263.048,00 736,38

Carchi 84,57 181.265,00 466,55

Chimborazo 342,93 506.325,00 677,29

Cotopaxi 429,36 463.819,00 925,71

El Oro 831,02 680.845,00 1.220,57

Esmeraldas 450,46 559.471,00 805,16

Galápagos 47,01 30.172,00 1.558,00

Guayas 7.149,03 4.146.996,00 1.723,90

Imbabura 306,19 451.476,00 678,19

Loja 264,15 500.794,00 527,46

Los Ríos 628,75 876.912,00 717,01

Manabí 1.329,95 1.510.375,00 880,54

Morona Santiago 66,66 179.406,00 371,56

Napo 69,80 122.838,00 568,19

Orellana 115,41 153.269,00 753,01

Pastaza 54,34 102.655,00 529,32

Pichincha 3.987,27 3.003.799,00 1.327,41

Santa Elena 362,42 367.235,00 986,89

Santo Domingo de los Tsáchilas 429,66 476.345,00 901,99

Sucumbíos 169,14 210.532,00 803,39

Tungurahua 496,63 564.260,00 880,15

Zamora Chinchipe 48,47 110.296,00 439,48

Zonas no delimitadas 12,11 38.607,00 313,62

Total 18.897,43 16.528.730,00 1.143,31

98

98

FIG. No. 85: CONSUMO PER CÁPITA POR PROVINCIA (kWh/hab)

Las islas Galápagos presentan un bajo consumo total de energía

eléctrica, sin embargo, al compararlo a nivel de habitante su consumo per

cápita es elevado. Con ello se puede mencionar que un habitante de las

islas consume más energía en comparación, con un habitante de las

provincias del Ecuador continental.

Pérdidas nacionales en distribución

Las pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución

corresponden a la energía que no es entregada y que no es facturada a

los clientes finales. Este análisis se realiza partiendo de la energía

disponible que llega a las subestaciones de entrega en bloque de las

empresas distribuidoras.

Técnicamente, por el efecto Joule (I²R) presente en los conductores

eléctricos se pierde energía. Además que en los sistemas de distribución

se debe considerar: el desequilibrio de las cargas que influye en el flujo

por cada alimentador, la presencia de corrientes armónicas que circulan

por los conductores debido a la presencia de cargas no lineales dentro

del sistema, la ubicación de condensadores en puntos estratégicos del

sistema para la reducción de pérdidas y mejorar el factor de potencia, y

la configuración particular que presenta cada uno de los sistemas de

distribución y que corresponde a cada empresa eléctrica o unidad de

negocio de CNEL EP.

A su vez, las pérdidas de energía que corresponden al consumo

inadecuado e ilegal de energía eléctrica, por conexiones directas sin

medición o redes clandestinas, corresponden a las pérdidas

consideradas como no técnicas.

Dentro de las estrategias establecidas en el Plan de Reducción de

Pérdidas de Energía Eléctrica -PLANREP-, desarrollado por el Ministerio

de Electricidad y Energía Renovable, se busca mejorar eficazmente las

redes de distribución para disminuir las pérdidas técnicas (mejora de la

topología, incremento del número de fases, incremento del calibre de los

conductores, empleo de equipos más eficientes, etc.). Asimismo se

establece la instalación masiva de medidores a clientes con instalaciones

directas (consumos convenidos y redes clandestinas) juntamente con la

normalización de acometidas ilegales.

A continuación se presentan las pérdidas de energía eléctrica en los

sistemas de distribución.

TABLA No. 101: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Las pérdidas de energía eléctrica expresadas en gigavatios hora (GWh),

muestran la cantidad de energía que se ha perdido de forma técnica como

-

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

1.600,00

1.800,00G

uaya

s

Galá

pag

os

Pic

hin

ch

a

El O

ro

Azu

ay

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ta E

len

a

Co

top

axi

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hu

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Ca

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ja

Pasta

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Zam

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Ch

inc

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Bo

lív

ar

Mo

ron

a S

an

tiag

o

Zo

nas n

o d

elim

ita

da

s

1.724

1.558

1.327

1.221

1.147

987926

881 902 880

805753

803

717 736678 677

568527 529

467 439406

372314

kWh/hab

Empresa

Pérdidas

del Sistema

(%)

Pérdidas

Técnicas del

Sistema (%)

Pérdidas No

Técnicas del

Sistema (%)

Pérdidas

del Sistema

(GWh)

Pérdidas

Técnicas del

Sistema

(GWh)

Pérdidas No

Técnicas del

Sistema

(GWh)

CNEL-Bolívar 6,56 6,56 0,00 5,74 5,74 0,00

CNEL-El Oro 15,07 9,67 5,40 168,64 108,24 60,40

CNEL-Esmeraldas 22,75 9,14 13,61 129,77 52,14 77,63

CNEL-Guayaquil 11,75 8,41 3,34 654,73 468,44 186,30

CNEL-Guayas Los Ríos 15,23 11,71 3,52 326,17 250,74 75,44

CNEL-Los Ríos 19,67 7,77 11,89 87,33 34,51 52,82

CNEL-Manabí 24,09 11,97 12,12 391,58 194,61 196,98

CNEL-Milagro 18,58 7,38 11,21 127,10 50,45 76,65

CNEL-Sta. Elena 15,17 8,68 6,49 101,27 57,96 43,31

CNEL-Sto. Domingo 11,29 8,73 2,56 76,01 58,80 17,21

CNEL-Sucumbíos 15,51 12,36 3,15 51,39 40,95 10,44

CNEL EP 15,23 9,50 5,73 2.119,76 1.322,59 797,17

E.E. Ambato 5,80 5,69 0,11 37,37 36,66 0,70

E.E. Azogues 4,25 3,87 0,39 4,68 4,26 0,43

E.E. Centro Sur 7,13 6,17 0,96 76,85 66,54 10,32

E.E. Cotopaxi 8,53 6,96 1,57 45,81 37,38 8,42

E.E. Galápagos 9,17 7,42 1,75 4,75 3,84 0,91

E.E. Norte 9,23 6,30 2,93 53,15 36,27 16,88

E.E. Quito 6,17 4,95 1,22 271,29 217,63 53,66

E.E. Riobamba 10,96 7,97 2,98 41,39 30,12 11,27

E.E. Sur 10,09 8,76 1,32 35,89 31,18 4,71

Total 12,21 8,10 4,10 2.690,94 1.786,48 904,46

99

99

no técnica en los sistemas de distribución. Es decir, que en los sistemas

que se manejan grandes cantidades de energía eléctrica con el fin de

abastecer a todos sus clientes, se tienen mayores pérdidas de energía de

carácter cuantitativo.

Mientras que las pérdidas porcentuales presentan una relación entre la

energía perdida en el sistema y la disponible. De esta forma se obtiene,

una mejor perspectiva en cuanto a las pérdidas de una empresa o unidad

de negocio de la energía total que le es entregada.

En la siguiente gráfica se visualiza de mejor manera, lo antes expuesto.

FIG. No. 86: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (GWh)

Por la cantidad de energía eléctrica de la que disponen, las empresas con

mayores pérdidas en GWh son: CNEL Guayaquil con 654,73 GWh, CNEL

Manabí con 391,58 GWh y CNEL Guayas Los Ríos con 326,17 GWh. Por

el contrario, las que menores pérdidas registran son: E.E. Azogues con

4,68 GWh, E.E. Galápagos con 4,75 GWh, y CNEL Bolívar con 5,74 GWh.

FIG. No. 87: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Las empresas o unidades de negocio con mayores pérdidas porcentuales

son: CNEL Manabí con 24,09 %, CNEL Esmeraldas con 22,75 % y CNEL

Los Ríos con 19,67 %. Mientras que la E.E. Azogues (4,25 %), la E.E.

Ambato (5,80 %) y la E.E. Quito (6,17 %) son las que menores pérdidas

porcentuales alcanzaron.

Consumo promedio de energía eléctrica

El consumo promedio de energía eléctrica representa la cantidad de

energía en kWh, que mensualmente un cliente de una distribuidora

consume. Esta cifra está relacionada directamente al número total de

clientes y de la demanda total de energía que presenta la empresa

distribuidora.

En la TABLA No. 102 se presenta el consumo promedio mensual de

energía por empresa y grupo de consumo.

654,73

391,58

326,17

271,29

168,64

129,77 127,10 101,27

87,33 76,85 76,01 53,15 51,39 45,81 41,39 37,37 35,89

5,74 4,75 4,68

-

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

CN

EL

-Gu

aya

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CN

EL

-Man

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CN

EL

-Gu

aya

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. G

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pag

os

E.E

. A

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gue

s

GW

h

Pérdidas Técnicas del Sistema (GWh) Pérdidas No Técnicas del Sistema (GWh)

Pérdidas del Sistema (GWh)

24,09

22,75

19,67 18,58

15,51 15,23 15,17 15,07

11,75 11,29 10,96 10,09

9,23 9,17 8,53

7,13 6,56 6,17 5,80

4,25

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

CN

EL

-Man

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CN

EL

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CN

EL

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. A

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E.E

. A

zo

gue

s

(%)


Pérdidas del Sistema(%)

100

100

TABLA No. 102: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE ENERGÍA

ELÉCTRICA POR EMPRESA Y GRUPO DE CONSUMO DE

CLIENTES REGULADOS (kWh/cliente)

El consumo promedio mensual para el 2016 fue de 319,76 kWh/cliente.

Este valor fue calculado, de la relación entre el total de energía consumida

y el total de clientes regulados a nivel nacional. El sector industrial es el

de mayor consumo mensual con 8.934,26 kWh/cliente, debido a que el

número de clientes es considerablemente menor en comparación al

consumo de energía de este grupo.

Por otra parte, el consumo promedio mensual para el alumbrado público

se determinó considerando el total de clientes de cada distribuidora,

obteniendo a nivel nacional el valor de 19,07 kWh/cliente.

FIG. No. 88: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES

REGULADOS POR GRUPO DE CONSUMO (kWh/cliente)

En la figura anterior se aprecia el consumo de energía eléctrica que se

ha tenido en un mes promedio durante el 2016.


PúblicoOtros Total

CNEL-Bolívar 66,58 315,45 298,19 22,54 506,20 110,80

CNEL-El Oro 131,89 530,00 11.914,21 25,07 2.727,01 326,28

CNEL-Esmeraldas 124,25 629,08 15.869,52 21,56 2.256,56 285,04

CNEL-Guayaquil 218,48 1.321,90 51.335,68 15,77 7.314,61 590,23

CNEL-Guayas Los Ríos 184,33 1.246,12 48.501,68 20,72 5.186,00 461,78

CNEL-Los Ríos 121,86 691,56 9.371,55 19,98 2.691,48 244,37

CNEL-Manabí 149,74 1.031,64 170.326,68 31,14 4.286,20 353,77

CNEL-Milagro 127,10 688,45 79.621,35 18,27 2.858,08 315,00

CNEL-Sta. Elena 133,77 1.138,48 54.425,94 23,46 4.232,71 400,73

CNEL-Sto. Domingo 105,41 534,75 32.994,69 14,60 1.779,96 223,75

CNEL-Sucumbíos 118,43 514,64 3.762,68 19,00 1.681,48 249,25

CNEL EP 159,72 961,56 34.017,48 20,42 3.791,29 401,58

E.E. Ambato 96,64 318,60 1.485,97 20,52 1.170,05 194,09

E.E. Azogues 78,31 338,56 8.883,07 21,42 479,80 241,14

E.E. Centro Sur 100,33 397,17 4.024,93 19,41 926,04 221,15

E.E. Cotopaxi 86,10 337,28 3.874,00 16,44 1.034,95 264,63

E.E. Galápagos 170,52 741,79 187,26 14,72 2.312,53 348,70

E.E. Norte 93,71 323,43 2.782,83 17,00 857,16 182,05

E.E. Quito 141,61 559,34 5.310,33 17,84 1.586,95 297,36

E.E. Riobamba 81,14 274,82 8.047,11 15,14 688,54 165,76

E.E. Sur 81,99 331,60 916,95 14,11 475,70 136,29

Total 136,61 680,48 8.934,26 19,07 2.252,05 319,76

Residencial136,61 1,14%

Comercial680,48 5,66%

Industrial8.934,26 74,31%

Alumbrado Público

19,07 0,16%

Otros2.252,05

0,19

101

101



Las empresas que tienen un consumo promedio alto en los clientes

residenciales son: CNEL Guayaquil, CNEL Guayas Los Ríos, E.E.

Galápagos, CNEL Manabí y E.E. Quito. Su consumo promedio mensual

fue mayor a 140 kWh/cliente y, a nivel nacional, se cifró el consumo

promedio mensual en 136,61 kWh/cliente.


COMERCIALES (kWh/cliente)

La información también revela que las empresas de alto consumo

promedio, en cuanto a clientes comerciales, son: CNEL Guayaquil, CNEL

Guayas Los Ríos, CNEL Sta. Elena y CNEL Manabí. Estas se encuentran

sobre los 1.000 kWh/cliente. A nivel nacional se estableció que el

consumo promedio fue de 680,48 kWh/cliente.

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00C

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218

184

171

150142

134 132127 124 122

118

105100

97 9486

82 81 78

67

kWh/client

-

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

CN

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am

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1.322

1.246

1.138

1.032

742

692 688

629

559535 530 515

397

339 337 332 323 319 315275

kWh/clien

102

102


INDUSTRIALES (kWh/cliente)

Así también se determinó que las empresas de alto consumo promedio,

en lo que respecta a clientes industriales, son: CNEL Manabí, CNEL

Milagro, CNEL Sta. Elena y CNEL Guayaquil que presentan un consumo

promedio superior a 50.000 kWh/cliente. Es así que a nivel nacional se

reporta un consumo promedio de 8.934,26 kWh/cliente.

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000C

NE

L-M

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CN

EL

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EL

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E.E

. A

mb

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E.E

. S

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CN

EL

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. G

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s

170.3

27

79.6

21

54.4

26

51.3

36

48.5

02

32.9

95

15.8

70

11.9

14

9.3

72

8.8

83

8.0

47

5.3

10

4.0

25

3.8

74

3.7

63

2.7

83

1.4

86

917

298

187

kWh/clien

103

103

Estadística Multianual

del Sector Eléctrico

Ecuatoriano

2007 - 2016

104

104

Infraestructura del Sector

Eléctrico 2007 – 2016

Evolución histórica de las centrales de generación

de energía eléctrica, periodo 2007 – 2016

En este apartado se presenta un análisis comparativo multianual de las

potencias nominal y efectiva de las centrales de generación eléctrica

(incorporadas y no incorporadas al SNI) de las empresas generadoras,

autogeneradoras y distribuidoras del país. Adicionalmente, se clasifican

las centrales por tipo de energía renovable y no renovable.

TABLA No. 103: POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA

Las potencias nominal y efectiva se incrementaron en el 2016 en un 83,69

% y un 83,66 %, respecto al 2007, respectivamente. El incremento de

potencia es considerable y corresponde mayoritariamente a generadores

de tipo renovable, siendo los más representativos Coca Codo Sancair y

Sopladora.con 1.500 MW y 487 MW, respectivamente.

Las siguientes tablas muestran los valores de potencia clasificados por

tipo de energía y tipo de central. Además, en la FIG. No. 92 se aprecia

el constante crecimiento de las potencias nominal y efectiva alcanzando,

al 2016, valores iguales a 8.226,42 MW y 7.606,10 MW, respectivamente.

TABLA No. 104: POTENCIA NOMINAL POR TIPO DE CENTRAL

Año Tipo Empresa Potencia Nominal (MW) Potencia Efectiva (MW)

Generadora 3.180,58 3.083,67

Autogeneradora 712,55 568,87

Distribuidora 585,26 488,96

Total 2007 4.478,40 4.141,50

Generadora 3.179,76 3.068,65



Total 2008 4.543,81 4.180,21

Generadora 3.302,84 3.255,20



Total 2009 4.713,17 4.395,73

Generadora 3.724,78 3.593,35



Total 2010 5.137,68 4.757,39

Generadora 3.759,41 3.628,15



Total 2011 5.181,24 4.795,69

Generadora 4.033,57 3.892,85



Total 2012 5.454,40 5.062,95

Generadora 4.017,94 3.876,10

Autogeneradora 1.003,06 794,37


Total 2013 5.496,23 5.102,76

Generadora 4.182,25 4.013,18



Total 2014 5.731,52 5.299,09

Generadora 4.303,70 4.148,29



Total 2015 6.004,98 5.556,99

Generadora 6.394,64 6.136,42

Autogeneradora 1.381,21 1.089,57


Total 2016 8.226,42 7.606,10

2007

2013

2014

2015

2016

2008

2009

2010

2011

2012

Tipo de Energía Tipo Central 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Hidráulica 2.057,08 2.056,33 2.059,25 2.242,42 2.234,41 2.263,89 2.263,89 2.248,09 2.407,61 4.446,36

Eólica 2,40 2,40 2,40 2,40 2,40 2,40 18,90 21,15 21,15 21,15

Biomasa 73,80 106,80 106,80 101,30 101,30 101,30 101,30 144,30 144,30 144,30

Solar 0,02 0,02 0,02 0,02 0,04 0,08 3,90 26,41 25,54 26,48

Biogas - - - - - - - - - 2,00

Total Renovable 2.133,30 2.165,55 2.168,47 2.346,13 2.338,15 2.367,67 2.387,99 2.439,95 2.598,60 4.640,29

No Renovable Térmica 2.345,10 2.378,25 2.544,70 2.791,55 2.843,08 3.086,73 3.108,23 3.291,58 3.406,38 3.586,14

Total 4.478,40 4.543,81 4.713,17 5.137,68 5.181,24 5.454,40 5.496,23 5.731,52 6.004,98 8.226,42

Renovable

105

105

TABLA No. 105: POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE CENTRAL

FIG. No. 92: EVOLUACIÓN HISTÓRICA DE LAS POTENCIAS NOMINAL Y EFECTIVA

Evolución histórica de subestaciones, periodo 2007

– 2016

Subestaciones

Esta sección contiene información histórica sobre las subestaciones de

empresas generadoras, autogeneradoras, transmisor y distribuidoras.

La evolución a través del tiempo de las subestaciones de empresas

generadoras se muestra en la TABLA No. 106. En esta se aprecia un

crecimiento del 32,93 % de la capacidad máxima de transformación en el

2016, esto respecto al 2007. El incremento del último año fue del 11,28

%.

TABLA No. 106: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS

GENERADORAS

La TABLA No. 107 detalla la evolución histórica de las subestaciones de

empresas autogeneradoras hasta el año 2016. En la misma se aprecia

un crecimiento del 55,09 % de la capacidad máxima de transformación

respecto al año 2007.

TABLA No. 107: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS

El crecimiento de la capacidad instalada de subestaciones de empresas

distribuidoras al 2016 se muestra en la TABLA No. 108. La misma revela

un crecimiento del 43,15 % de la capacidad instalada de transformación

respecto al año 2007.

TABLA No. 108: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LAS SUBESTACIONES DE EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS

Tipo de Energía Tipo Central 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Hidráulica 2.030,45 2.032,52 2.032,16 2.215,19 2.207,17 2.236,62 2.236,62 2.240,77 2.401,52 4.418,18

Eólica 2,40 2,40 2,40 2,40 2,40 2,40 18,90 21,15 21,15 21,15

Biomasa 63,30 94,50 94,50 93,40 93,40 93,40 93,40 136,40 136,40 136,40

Solar 0,02 0,02 0,02 0,02 0,04 0,08 3,87 26,37 25,50 25,59

Biogas - - - - - - - - - 1,76

Total Renovable 2.096,17 2.129,44 2.129,08 2.311,01 2.303,01 2.332,50 2.352,79 2.424,69 2.584,57 4.603,07

No Renovable Térmica 2.045,33 2.050,77 2.266,65 2.446,38 2.492,67 2.730,44 2.749,96 2.874,39 2.972,41 3.003,03

Total 4.141,50 4.180,21 4.395,73 4.757,39 4.795,69 5.062,95 5.102,76 5.299,09 5.556,99 7.606,10

Renovable

4.478,40 4.543,81 4.713,17

5.137,68 5.181,24

5.454,40 5.496,23

5.731,52

6.004,98

8.226,42

4.141,50 4.180,21

4.395,73

4.757,39 4.795,69

5.062,95 5.102,76 5.299,09

5.556,99

7.606,10

3.000,00

4.000,00

5.000,00

6.000,00

7.000,00

8.000,00

9.000,00

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Potencia Nominal Potencia Efectiva

2007 2.644,21

2008 2.644,21

2009 2.804,21

2010 2.804,21

2011 2.960,21

2012 3.030,21

2013 3.055,21

2014 3.132,71

2015 3.158,71

2016 3.514,96

AñoCapacidad

Máxima (MVA)

2007 767,01

2008 767,01

2009 767,01

2010 767,01

2011 767,01

2012 767,01

2013 775,01

2014 976,81

2015 1.063,17

2016 1.189,57

AñoCapacidad

Máxima (MVA)

106

106

Por su parte, la FIG. No. 93 muestra los valores de la capacidad instalada

de las subestaciones de empresas generadoras, autogeneradoras y

distribuidoras. Estos datos describen la evolución histórica que la misma

ha experimentado a lo largo del periodo 2007 – 2016. Las distribuidoras

registran la mayor capacidad instalada.

FIG. No. 93: CAPACIDAD INSTALADA EN SUBESTACIONES (MVA)

Evolución histórica de transformadores, periodo

2007 – 2016

Transformadores y autotransformadores

La potencia en transformadores y autotransformadores de los agentes

generadores corresponden a la capacidad de estos, sumada la potencia

de transformadores asociados a unidades de generación. Su capacidad

total fue de 5.138,21 MVA, lo que representa un crecimiento de 23,66 %

respecto al 2007. Esta información se precisa en la TABLA No. 109.

TABLA No. 109: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES DE EMPRESAS GENERADORAS

La capacidad total máxima que dispone el SNT, en lo referente a potencia

de transformadores y autotransformadores, se puntualiza en la TABLA

No. 110. En esta se considera que, al 2016, la capacidades máxima de

transformadores y autotransformadores fue de 9.515,53 MVA y la de

reserva de 955,20 MVA. Las dos cifras dan un total de 10.470,73 MVA.

Año NúmeroCapacidad

Máxima (MVA)

2007 322 5.034,74

2008 322 5.034,74

2009 322 5.034,74

2010 321 5.017,24

2011 328 5.195,99

2012 339 5.331,61

2013 351 5.587,43

2014 368 5.916,49

2015 387 6.830,84

2016 393 7.206,99

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2.6

44,2

1

2.6

44,2

1

2.8

04,2

1

2.8

04,2

1

2.9

60,2

1

3.0

30,2

1

3.0

55,2

1

3.1

32,7

1

3.1

58,7

1

3.5

14,9

6

767,0

1

767,0

1

767,0

1

767,0

1

767,0

1

767,0

1

775,0

1

976,8

1

1.0

63,1

7

1.1

89,5

7

5.0

34,7

4

5.0

34,7

4

5.0

34,7

4

5.0

17,2

4

5.1

95,9

9

5.3

31,6

1

5.5

87,4

3

5.9

16,4

9

6.8

30,8

4

7.2

06,9

9

Generadora Autogeneradora Distribuidora

Año

Capacidad

Máxima

(MVA)

2007 4.155,21

2008 4.155,21

2009 4.315,21

2010 4.515,21

2011 4.671,21

2012 4.751,21

2013 4.776,21

2014 4.826,21

2015 4.932,26

2016 5.138,21

107

107

TABLA No. 110: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR

A continuación se detalla la evolución histórica de los transformadores de

distribución en número y en capacidad (MVA) para el periodo 2007 –

2016. En el año 2016 la potencia total de transformadores monofásicos y

trifásicos fue de 11.287,49 MVA.

TABLA No. 111: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LOS TRANSFORMADORES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Evolución histórica de líneas de transmisión y

subtransmisión, periodo 2007 – 2016

Líneas de transmisión de empresas generadoras

La longitud total de las líneas de transmisión reportada por las empresas

generadoras para el 2016 corresponde a 411,89 km, en tanto que para el

2007 se reportó 374,44 km. Además se aprecia que a partir del 2013

existe un decremento en la longitud de líneas de 230 kV, esto se debió a

que la Central San Francisco pasó a ser parte de CELEC EP-

Hidroagoyán y la línea de 230 kV, asociada a esta empresa, fue

transferida a CELEC EP- Transelectric.

TABLA No. 112: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS

Líneas de transmisión de empresas autogeneradoras

A diciembre del 2016, la longitud total de las líneas de transmisión fue de

580,11 km, lo que representó un incremento del 26,09 %, con respecto al

2007. El detalle histórico se presenta en la siguiente tabla.

TABLA No. 113: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS

Líneas de subtransmisión de empresas distribuidoras

Según la información de la TABLA No. 114, las empresas distribuidoras

reportaron una longitud total de 4.919,07 km para el 2016. Esto se traduce

en un incremento en kilómetros de líneas de subtransmisión de 544,35

km (12,44 %) respecto al 2007. La línea de transmisión L/T Parque Eólico

Autotransformadores Transformadores Reserva Total

2007 6.695,14 577,59 - 7.272,73

2008 6.734,96 569,59 - 7.304,56

2009 7.002,62 647,96 - 7.650,58

2010 6.363,99 745,10 - 7.109,09

2011 6.655,69 1.077,10 - 7.732,79

2012 7.205,69 1.087,10 - 8.292,79

2013 7.307,49 1.167,32 - 8.474,81

2014 7.564,33 1.200,62 - 8.764,95

2015 8.385,82 1.176,41 955,20 10.517,43

2016 8.419,12 1.096,41 955,20 10.470,73

Capacidad (MVA)Año

Monofásico # Trifásico # Total (MVA)

2007 147.294 28.901 3.979,24

2008 157.161 27.621 4.353,63

2009 169.179 29.182 6.945,67

2010 177.643 27.769 7.209,06

2011 189.314 29.120 8.056,39

2012 199.682 30.079 8.332,20

2013 220.219 32.207 9.011,45

2014 233.688 33.058 9.542,27

2015 253.409 33.931 10.832,89

2016 267.261 35.400 11.287,49

Transformadores de Distribución

Año

13,2 kV 13,8 kV 22,8 69 kV 138 kV 230 kV Total

2007 12 - - 53,87 256,55 52,02 374,44

2008 12 - - 53,87 256,55 52,02 374,44

2009 12 - - 54,07 257,05 52,02 375,14

2010 12 - - 54,07 256,55 54,53 377,15

2011 12 - - 54,07 257,05 54,53 377,65

2012 12 - - 54,77 257,05 8,21 332,03

2013 12 - - 58,02 257,05 8,21 335,28

2014 12 - - 80,72 257,65 8,21 358,58

2015 12 - - 80,72 271,55 8,21 372,48

2016 - 10 0,40 141,26 252,02 8,21 411,89

AñoLongitud (km)

6,3 kV 13,2 kV 13,8 kV 22 kV 34,5 kV 46 kV 69 kV 138 kV Total

2007 3,75 2,02 5,66 218,70 29,19 200,75 460,07

2008 3,75 2,02 5,66 218,70 29,19 200,75 460,07

2009 3,75 2,02 5,66 218,70 29,19 200,75 460,07

2010 3,75 2,02 5,66 218,70 29,19 200,75 460,07

2011 3,75 0,20 2,02 5,66 218,70 29,19 200,75 460,27

2012 3,75 0,20 2,02 5,66 218,70 29,19 200,75 460,27

2013 3,75 0,20 2,02 5,66 249,70 29,19 200,75 491,27

2014 3,75 5,00 2,02 5,66 249,70 29,19 237,75 533,07

2015 3,75 5,20 22,66 249,70 29,19 238,75 9,86 559,11

2016 3,75 5,20 22,66 249,70 29,19 259,75 9,86 580,11

Longitud (km)Año

108

108

San Cristóbal de 13.2 kV y 12 km perteneciente a la Empresa Eléctrica

Galápagos fue reportada en el 2015 pese a que la fecha de inicio de

operación fue el 01 de octubre del 2007.

TABLA No. 114: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Evolución histórica de clientes, periodo 2005-2014

Clientes

A continuación se presenta el detalle multianual de clientes regulados y

no regulados de las empresas distribuidoras. Como se puede observar

en la TABLA No. 115, en el 2016 se registraron un total de 4.924.967

clientes, los mismos que respecto al 2007 se han incrementado 1.553.943

.

TABLA No. 115: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL NÚMERO DE CLIENTES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

El número de usuarios finales que se indica en alumbrado público (SAPG)

son aquellos que están asociados a un suministro o equipo de medición.

Estos son considerados como un cliente más dentro del sistema

comercial de las empresas distribuidoras. En la siguiente figura se aprecia

el incremento de clientes en el periodo 2007 – 2016.

FIG. No. 94: NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS

El incremento aproximado de clientes regulados en el 2016 fue de 46 %

respecto al 2007 y de 2 % respecto al 2015.

13,2 kV 13,8 kV 22 kV 34,5 kV 46 kV 69 kV 138 kV Total

2006 7,55 73,50 247,42 206,82 3.736,39 103,04 4.374,72

2007 71,00 49,52 267,54 240,34 3.729,03 27,30 4.384,73

2008 78,65 50,41 216,75 211,48 3.893,72 106,99 4.558,00

2009 78,65 50,41 216,75 211,48 3.893,72 106,99 4.558,00

2010 78,65 50,41 216,75 211,48 3.893,55 106,99 4.557,83

2011 78,65 50,41 216,75 211,48 3.893,72 106,99 4.558,00

2012 63,65 50,55 44,97 211,48 4.143,50 56,15 4.570,30

2013 63,65 50,55 44,97 211,48 4.230,91 61,48 4.663,04

2014 24,65 50,55 34,90 211,48 4.446,86 95,65 4.864,09

2015 12,00 8,15 50,72 44,56 211,48 4.454,47 134,87 4.916,25

2016 12,00 8,15 54,71 44,56 211,48 4.453,30 134,87 4.919,07

AñoLongitud (km)

Residencial Comercial Industrial A. Público Otros Regulados No Regulados General

2007 2.948.585 335.993 40.721 762 44.853 3.370.914 110 3.371.024

2008 3.110.473 351.333 42.273 486 48.928 3.553.493 105 3.553.598

2009 3.288.798 368.430 43.261 349 45.811 3.746.649 88 3.746.737

2010 3.470.331 386.638 45.248 361 49.356 3.951.934 56 3.951.990

2011 3.675.992 413.904 47.137 364 52.081 4.189.478 57 4.189.535

2012 3.853.176 439.253 48.068 211 57.802 4.398.510 57 4.398.567

2013 4.010.640 445.946 49.204 308 68.263 4.574.361 59 4.574.420

2014 4.117.661 456.055 48.390 557 72.010 4.694.673 58 4.694.731

2015 4.224.115 465.847 46.682 387 74.014 4.811.045 105 4.811.150

2016 4.333.914 470.042 44.567 504 75.825 4.924.852 115 4.924.967

Clientes Regulados TotalAño

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

4.500.000

5.000.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Numerode

Clientes3.371.024 3.553.598 3.746.737 3.951.990 4.189.535 4.398.567 4.574.420 4.694.731 4.811.150 4.924.967

109

109

Transacciones del Sector

Eléctrico 2007-2016

Evolución histórica de la producción de energía,

periodo 2007-2016

Producción de energía

La energía generada durante el periodo 2007-2016 experimentó un

crecimiento del 56,15 % al pasar de 17.336,66 GWh en el 2007 a

27.070,88 GWh en el 2016.

TABLA No. 116: ENERGÍA PRODUCIDA 2007-2016

La energía disponible en el 2016 fue de 26.609,81 GWh, de los cuales el

84,46 % ( 22.473,70 GWh) se entregó para el servicio público y el 15,54

% ( 4.136,11 GWh) al servicio no público, que corresponde a la energía

producida por las autogeneradoras para sus autoconsumos.

FIG. No. 95: ENERGÍA PRODUCIDA, PERIODO 2007-2016

En la TABLA No. 117 se presenta la producción de energía bruta de cada

una de las empresas del sector eléctrico ecuatoriano.

En el 2013 y 2014 fue el inicio de operaciones de 22 centrales

fotovoltaicas cuya producción de energía en el 2015 fue de 33,30 GWh y

de 35,81 GWh en el 2016.

Año Energía bruta

(GWh)

Energía

consumos

auxiliares

generación

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

entregada para

servicio público

(GWh)

Energía no

entregada para

servicio

público

(GWh)

2007 17.336,66 400,12 16.936,53 14.488,65 2.447,88

2008 18.608,53 597,42 18.011,10 15.688,63 2.322,48

2009 18.264,62 372,78 17.891,84 15.403,59 2.488,24

2010 19.509,85 300,69 19.209,17 16.503,47 2.705,70

2011 20.544,14 299,92 20.244,22 17.318,29 2.925,93

2012 22.847,96 379,21 22.468,75 19.161,30 3.307,45

2013 23.260,33 417,04 22.843,29 19.496,20 3.347,09

2014 24.307,21 528,30 23.778,91 20.334,44 3.444,47

2015 25.950,19 521,85 25.428,35 21.821,50 3.606,85

2016 27.070,88 461,07 26.609,81 22.473,70 4.136,11

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Energía bruta 17.337 18.609 18.265 19.510 20.544 22.848 23.260 24.307 25.950 27.058

Energía disponible 16.937 18.011 17.892 19.209 20.244 22.469 22.843 23.779 25.428 26.597

Energía servicio público 14.489 15.689 15.404 16.503 17.318 19.161 19.496 20.334 21.821 22.461

Energía servicio no público 2.448 2.322 2.488 2.706 2.926 3.307 3.347 3.444 3.607 4.136

Consumos auxiliares 337 359 360 328 352 385 420 515 497 404

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

GWh

110

110

TABLA No. 117: ENERGÍA PRODUCIDA POR TIPO DE EMPRESA

PERIODO 2007-2016 (GWh)

La variación de energía bruta del 2016, con respecto al 2015, fue de 4,32

% (de 25.950,19 GWh en el 2015 a 27.070,88 GWh en el 2016). La

empresa que presentó la mayor producción durante el 2016 fue CELEC

EP-Hidropaute con 6.910,98 GWh.

Producción histórica de empresas generadoras

La producción en términos de generación bruta de las empresas

generadoras tuvo un incremento porcentual mayor en el 2007 y en el

2012, con respecto al año anterior. El resultado fue un aumento del 11,83

% y 12,38 %, respectivamente. De acuerdo a lo reportado, el incremento

en los últimos diez años fue de 63,10 %.

En las siguientes tablas se presenta información de la energía entregada

a servicio público puesto que la mayor parte de la producción de las

generadoras está destinada para dicho servicio.

TABLA No. 118: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS

GENERADORAS

En las siguientes tablas se muestra a detalle la producción de energía de

las empresas generadoras. Varios proyectos de generación han iniciado

su operación comercial, lo que ha permitido tener una mayor oferta de

energía.

Tipo de

Empresa

Tipo de

CentralEmpresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

CELEC-Gensur - - - - - - 53,25 75,84 92,46 78,02

Eolicsa 0,96 2,68 3,20 3,43 3,34 2,40 3,45 3,86 3,40 1,31

CELEC-Coca Codo Sinclair - - - - - - - - 144,31 3.019,67

CELEC-Hidroagoyán 1.141,75 1.415,10 1.197,82 1.056,84 1.084,56 2.326,64 2.592,75 2.551,88 2.893,12 2.436,28

CELEC-Hidroazogues - - - - - - - - - 6,26

CELEC-Hidronación 528,30 844,34 599,27 773,79 657,39 1.051,04 832,86 948,18 1.080,85 1.224,90

CELEC-Hidropaute 5.075,11 6.285,85 4.796,31 4.311,05 6.757,90 7.128,86 5.866,05 6.129,63 7.003,82 6.910,98

Ecuagesa - - - - - - - - - 36,73

Elecaustro 217,08 266,83 204,73 173,23 240,95 325,60 385,03 394,87 442,54 381,32

EMAAP-Q 137,32 140,56 150,32 137,41 145,60 146,80 177,62 171,78 171,77 170,39

Hidropastaza 822,55 972,39 1.064,82 1.043,88 913,52 - - - - -

Hidrosibimbe 89,40 85,17 86,19 87,95 105,23 100,50 85,71 99,35 106,25 99,80

Hidrotambo - - - - - - - - - 32,04

Hidrovictoria - - - - - - - - - 2,56

Altgenotec - - - - - - - 0,84 0,92 1,11

Brineforcorp - - - - - - - 0,34 1,40 1,21

Electrisol - - - - - - - 1,54 1,71 1,65

Enersol - - - - - - 0,54 0,73 0,69 0,67

Epfotovoltaica - - - - - - 1,22 2,99 3,00 3,06

Genrenotec - - - - - - - 0,82 1,09 1,12

Gonzanergy - - - - - - - 0,25 1,56 1,71

Gransolar - - - - - - - 2,72 5,80 5,93

Lojaenergy - - - - - - - 0,07 1,08 1,57

Renova Loja - - - - - - - 0,05 0,95 1,38

Sabiangosolar - - - - - - - 0,04 0,59 1,32

San Pedro - - - - - - - 0,26 1,58 1,71

Sanersol - - - - - - - 0,25 1,34 1,32

Sansau - - - - - - - 0,72 1,29 1,31

Saracaysol - - - - - - - 0,25 1,35 1,35

Solchacras - - - - - - - 0,15 0,99 1,24

Solhuaqui - - - - - - - 0,14 1,21 1,25

Solsantonio - - - - - - - 0,12 1,15 1,27

Solsantros - - - - - - - 0,25 1,38 1,35

Surenergy - - - - - - - 0,12 1,46 1,47

Valsolar - - - - - - 1,34 1,34 1,46 1,51

Wildtecsa - - - - - - - 0,72 1,29 1,31

CELEC-Electroguayas 1.659,22 1.544,18 2.015,02 2.884,65 2.288,59 2.056,05 2.606,03 2.847,47 2.518,55 2.017,98

CELEC-Termoesmeraldas 908,90 670,02 1.013,24 486,15 780,06 1.446,95 1.763,33 1.862,64 1.795,73 1.426,80

CELEC-Termogas Machala 932,94 766,62 921,02 1.030,25 717,58 1.244,23 1.460,36 1.631,17 1.506,70 1.470,41

CELEC-Termopichincha 184,31 152,44 285,55 1.081,52 885,71 891,24 1.066,17 1.151,09 1.264,75 1.091,71

Elecaustro 70,06 65,50 86,49 59,41 73,59 69,45 88,30 92,37 86,18 55,21

Electroquil 442,84 270,44 546,23 514,78 228,88 225,22 258,28 280,48 373,73 241,42

Generoca 192,59 156,22 172,82 170,41 141,64 126,93 129,40 132,77 116,98 89,90

Intervisa Trade 192,03 135,94 136,92 328,90 229,03 60,78 169,81 183,13 297,25 126,58

Termoguayas 526,06 450,20 577,93 595,79 540,97 546,45 632,93 623,19 622,91 432,17

Ulysseas - - - - - - - - - -

Biogas Gasgreen - - - - - - - - - 13,28

13.121,40 14.224,46 13.857,90 14.739,45 15.794,54 17.749,14 18.174,42 19.194,41 20.554,61 21.401,52

Eólica E.E. Galápagos - - - - - - - 0,04 2,95 4,63

CNEL-Bolívar 1,52 4,24 3,28 4,51 2,26 1,49 - - - -

CNEL-Sucumbíos 1,36 1,04 0,96 0,74 0,90 0,66 - - - -

E.E. Ambato 11,39 17,31 11,02 10,02 8,87 12,60 9,64 9,89 12,70 11,47

E.E. Centro Sur 0,34 0,37 0,55 0,39 - - - - - -

E.E. Cotopaxi 61,39 59,48 53,94 51,55 60,79 55,64 59,60 62,05 61,24 57,28

E.E. Norte 50,02 58,22 46,83 50,24 69,18 53,28 60,42 66,93 56,07 52,02

E.E. Quito 360,69 489,40 408,44 357,99 463,08 395,74 342,67 378,32 306,54 303,48

E.E. Riobamba 100,46 91,69 96,28 104,07 100,83 110,09 94,96 104,11 105,80 97,41

E.E. Sur 18,68 14,48 16,41 15,60 16,84 18,09 17,79 18,46 13,84 16,73

E.E. Centro Sur - - - - 0,05 0,31 0,54 0,59 0,66 0,73

E.E. Galápagos 0,02 0,03 0,01 - 0,01 0,02 0,02 1,18 2,09 2,22

CNEL-Bolívar - - - - - - - - - -

CNEL-El Oro 4,23 3,73 1,95 0,09 0,03 - - - - -

CNEL-Guayaquil 355,84 238,60 399,47 603,35 336,57 375,21 377,42 415,80 405,91 219,72

CNEL-Manabí - - 5,00 - - - - - - -

CNEL-Milagro - - 0,02 - - - - - - -

CNEL-Sta. Elena 4,96 - - - - - - - - -

CNEL-Sucumbíos 56,82 16,04 54,57 61,21 46,59 14,49 - - - -

E.E. Ambato 0,66 1,15 0,67 0,21 0,51 0,42 0,83 0,30 0,38 0,50

E.E. Centro Sur - - - - - 0,34 0,94 0,68 0,02 0,00

E.E. Galápagos 25,22 26,81 28,39 29,27 31,89 36,73 37,04 42,32 45,46 13,98

E.E. Norte 0,85 1,27 4,29 2,42 - - - - - -

E.E. Quito 166,35 145,23 193,25 199,65 156,33 147,53 176,56 172,96 178,63 109,87

E.E. Riobamba 0,67 0,36 2,79 1,63 - - - - - -

E.E. Sur 13,06 9,97 33,21 23,29 14,14 9,95 15,98 8,42 9,60 7,14

1.234,53 1.179,43 1.361,30 1.516,22 1.308,89 1.232,58 1.194,41 1.282,07 1.201,87 897,18

Ecoelectric 77,16 74,89 76,64 70,51 110,99 110,84 122,56 117,31 105,46 129,32

Ecudos 86,34 75,01 69,27 96,48 94,04 97,80 87,29 102,76 100,38 105,40

San Carlos 55,25 58,43 70,60 68,57 73,17 87,72 85,93 179,40 201,92 241,79

Agua y Gas de Sillunchi 2,79 2,41 2,53 2,82 1,66 2,19 2,45 2,17 1,74 1,44

CP Tungurahua - - 0,34 0,33 0,59 0,64 0,12 0,35 0,25 0,20

Ecoluz 38,31 41,83 39,67 30,58 39,58 39,79 42,14 42,24 47,33 46,07

Electroandina - - 0,06 - - - - - - -

Electrocordova - - 0,10 0,05 0,47 0,13 0,09 0,01 0,31 1,30

Enermax 79,98 95,11 81,19 88,35 87,78 92,50 85,38 97,46 104,27 90,28

Hidroabanico 209,37 319,54 318,49 299,63 324,82 315,40 321,76 321,85 317,27 319,70

Hidroimbabura 5,01 5,17 - - 0,50 1,99 2,12 0,12 1,56 1,95

Hidrosanbartolo - - - - - - - - 166,01 204,09

Hidroservice - - 0,29 0,05 - - - - - -

I.M. Mejía 9,04 4,71 5,63 7,60 9,88 8,51 7,82 6,94 5,31 2,37

Manageneración 41,48 35,25 - - - - - - - -

Moderna Alimentos 5,77 10,07 4,70 1,70 7,00 6,58 4,82 7,85 3,82 7,24

Municipio Cantón Espejo - - - - - - - - 1,29 1,03

Perlabí 9,62 16,03 13,95 7,14 14,58 13,49 7,20 7,97 6,32 7,57

SERMAA EP - - 1,57 1,34 1,36 0,31 2,50 2,02 1,67 4,67

UCEM - - - - - - - - 5,10 4,39

Vicunha 18,92 16,74 19,72 17,57 16,96 29,15 37,31 33,45 35,20 38,09

Agip 162,78 186,43 192,32 208,71 221,71 229,33 231,94 237,24 210,91 215,32

Andes Petro 367,44 378,77 388,58 362,23 467,85 470,62 471,27 474,03 483,40 471,48

Moderna Alimentos 0,28 - - - - 0,36 0,52 - 0,02 -

Ocp 23,29 23,82 25,03 24,97 24,04 24,05 24,24 21,20 19,14 17,81

Orion - - - - - - - - 0,60 7,08

Petroamazonas 534,66 602,13 443,28 696,94 712,32 1.071,29 1.309,12 1.137,63 1.283,43 1.813,09

Petrobras - - 68,90 69,26 82,09 - - - - -

Petroproducción 299,34 322,35 287,35 227,29 213,76 258,22 - - - -

Repsol 844,82 817,60 786,81 815,89 805,19 812,85 842,47 831,46 809,79 777,81

Río Napo - - - - - - - - 39,45 22,89

Sipec 34,05 34,27 31,96 28,56 33,45 36,28 42,38 43,26 40,19 38,22

Tecpetrol - - - - - - - - 28,96 29,80

UCEM - - - - - - - - - 0,01

UNACEM 75,01 84,07 116,44 127,62 96,93 156,21 160,04 163,99 172,63 171,77

Vicunha - - - - - - - - - -

2.980,72 3.204,63 3.045,42 3.254,19 3.440,72 3.866,24 3.891,50 3.830,73 4.193,70 4.772,19

17.336,66 18.608,53 18.264,62 19.509,85 20.544,14 22.847,96 23.260,33 24.307,21 25.950,19 27.070,88

Térmica

Eólica

Total Generadora

Total Distribuidora


Total

Generadora

Distribuidora

Autogeneradora

Hidráulica

Solar

Térmica

Hidráulica

Solar

Térmica

Biomasa

Hidráulica

2007 13.121,40 288,64 12.832,76 12.815,01

2008 14.224,46 311,75 13.912,72 13.911,99

2009 13.857,90 331,84 13.526,06 13.525,79

2010 14.739,45 247,18 14.492,27 14.442,15

2011 15.794,54 273,10 15.521,44 15.388,06

2012 17.749,14 306,49 17.442,64 17.305,58

2013 18.174,42 340,26 17.834,16 17.657,94

2014 19.194,41 446,99 18.747,42 18.685,84

2015 20.554,61 419,07 20.135,54 20.068,19

2016 21.401,52 325,04 21.076,48 20.996,61

Energía

entregada

para

servicio

público

(GWh)

Año

Energía

bruta

(GWh)

Consumo

auxiliares

generación

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

111

111

TABLA No. 119: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA

GENERADORA (1/4)


GENERADORA (2/4)

Año Empresa generadoraEnergía bruta

(GWh)

Consumo

auxiliares

generación

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

No Público

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

Público

(GWh)

2007 CELEC-Electroguayas 1.659,22 93,34 1.565,88 0,00 1.565,88

2007 CELEC-Hidroagoyán 1.141,75 1,21 1.140,54 - 1.140,54

2007 CELEC-Hidronación 528,30 8,49 519,80 - 519,80

2007 CELEC-Hidropaute 5.075,11 63,21 5.011,91 - 5.011,91

2007 CELEC-Termoesmeraldas 908,90 57,28 851,62 0,00 851,62

2007 CELEC-Termogas Machala 932,94 21,11 911,83 - 911,83

2007 CELEC-Termopichincha 184,31 5,06 179,25 0,00 179,25

2007 Elecaustro 287,13 4,82 282,32 - 282,32

2007 Electroquil 442,84 19,74 423,09 - 423,09

2007 EMAAP-Q 137,32 3,77 133,55 17,76 115,79

2007 Eolicsa 0,96 - 0,96 - 0,96

2007 Generoca 192,59 8,15 184,44 0,00 184,44

2007 Hidropastaza 822,55 1,50 821,05 0,00 821,05

2007 Hidrosibimbe 89,40 - 89,40 - 89,40

2007 Intervisa Trade 192,03 0,96 191,07 - 191,07

2007 Termoguayas 526,06 0,00 526,06 - 526,06

2007 Ulysseas - - - - -

13.121,40 288,64 12.832,76 17,76 12.815,01

2008 CELEC-Electroguayas 1.544,18 101,50 1.442,69 (0,00) 1.442,69




2008 CELEC-Termoesmeraldas 670,02 44,02 626,00 - 626,00



2008 Elecaustro 332,33 5,18 327,15 0,00 327,15

2008 Electroquil 270,44 11,01 259,43 (0,00) 259,43

2008 EMAAP-Q 140,56 16,63 123,93 0,72 123,21

2008 Eolicsa 2,68 - 2,68 - 2,68

2008 Generoca 156,22 6,68 149,54 - 149,54

2008 Hidropastaza 972,39 - 972,39 - 972,39

2008 Hidrosibimbe 85,17 - 85,17 - 85,17

2008 Intervisa Trade 135,94 0,70 135,23 - 135,23

2008 Termoguayas 450,20 (0,00) 450,20 - 450,20

14.224,46 311,75 13.912,72 0,72 13.911,99





2009 CELEC-Termoesmeraldas 1.013,24 69,71 943,53 - 943,53


2009 CELEC-Termopichincha 285,55 10,40 275,16 - 275,16

2009 Elecaustro 291,22 5,17 286,06 - 286,06

2009 Electroquil 546,23 18,65 527,58 - 527,58

2009 EMAAP-Q 150,32 26,04 124,28 0,09 124,19

2009 Eolicsa 3,20 - 3,20 - 3,20

2009 Generoca 172,82 7,47 165,35 - 165,35

2009 Hidropastaza 1.064,82 2,06 1.062,76 - 1.062,76

2009 Hidrosibimbe 86,19 - 86,19 - 86,19

2009 Intervisa Trade 136,92 0,39 136,53 - 136,53

2009 Termoguayas 577,93 - 577,93 - 577,93

13.857,90 331,84 13.526,06 0,27 13.525,79






2010 CELEC-Termogas Machala 1.030,25 21,29 1.008,96 0,03 1.008,93

2010 CELEC-Termopichincha 1.081,52 5,59 1.075,93 - 1.075,93

2010 Elecaustro 232,64 3,99 228,65 - 228,65

2010 Electroquil 514,78 16,62 498,16 - 498,16

Total 2007

Total 2008

Total 2009


(GWh)

Consumo

auxiliares

generación

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

No Público

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

Público

(GWh)

2010 EMAAP-Q 137,41 (1,33) 138,74 49,95 88,79

2010 Eolicsa 3,43 - 3,43 - 3,43

2010 Generoca 170,41 7,50 162,91 - 162,91

2010 Hidropastaza 1.043,88 1,45 1.042,43 - 1.042,43

2010 Hidrosibimbe 87,95 - 87,95 - 87,95

2010 Intervisa Trade 328,90 0,96 327,94 - 327,94

2010 Termoguayas 595,79 - 595,79 - 595,79

14.739,45 247,18 14.492,27 50,13 14.442,15








2011 Elecaustro 314,54 5,27 309,26 - 309,26

2011 Electroquil 228,88 7,14 221,74 - 221,74

2011 EMAAP-Q 145,60 3,42 142,18 29,13 113,05

2011 Eolicsa 3,34 - 3,34 - 3,34

2011 Generoca 141,64 6,25 135,38 - 135,38

2011 Hidropastaza 913,52 0,90 912,61 - 912,61

2011 Hidrosibimbe 105,23 - 105,23 - 105,23

2011 Intervisa Trade 229,03 0,69 228,34 - 228,34

2011 Termoguayas 540,97 - 540,97 - 540,97

15.794,54 273,10 15.521,44 133,38 15.388,06



2012 CELEC-Hidronación 1.051,04 15,19 1.035,85 - 1.035,85


2012 CELEC-Termoesmeraldas 1.446,95 63,67 1.383,28 - 1.383,28

2012 CELEC-Termogas Machala 1.244,23 24,31 1.219,92 - 1.219,92


2012 Elecaustro 395,05 7,90 387,15 - 387,15

2012 Electroquil 225,22 8,16 217,06 - 217,06

2012 EMAAP-Q 146,80 2,63 144,18 36,82 107,36

2012 Eolicsa 2,40 - 2,40 - 2,40

2012 Generoca 126,93 5,75 121,18 - 121,18

2012 Hidrosibimbe 100,50 - 100,50 - 100,50

2012 Intervisa Trade 60,78 0,24 60,54 - 60,54

2012 Termoguayas 546,45 - 546,45 - 546,45

17.749,14 306,49 17.442,64 137,06 17.305,58


2013 CELEC-Gensur 53,25 0,19 53,06 - 53,06






2013 CELEC-Termopichincha 1.066,17 39,39 1.026,78 121,91 904,87

2013 Elecaustro 473,33 10,41 462,92 - 462,92

2013 Electroquil 258,28 9,29 248,99 - 248,99

2013 EMAAP-Q 177,62 2,39 175,22 53,19 122,03

2013 Enersol 0,54 0,02 0,52 - 0,52

2013 Eolicsa 3,45 - 3,45 - 3,45

2013 Epfotovoltaica 1,22 0,01 1,21 - 1,21

2013 Generoca 129,40 6,15 123,25 - 123,25

2013 Hidrosibimbe 85,71 - 85,71 - 85,71

2013 Intervisa Trade 169,81 5,60 164,20 - 164,20

2013 Termoguayas 632,93 - 632,93 - 632,93

2013 Valsolar 1,34 0,02 1,31 - 1,31

18.174,42 340,26 17.834,16 176,22 17.657,94

Total 2012

Total 2013

Total 2010

Total 2011

112

112


GENERADORA (3/4)


GENERADORA (4/4)


(GWh)

Consumo

auxiliares

generación

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

No Público

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

Público

(GWh)

2014 Altgenotec 0,84 0,01 0,83 - 0,83

2014 Brineforcorp 0,34 0,00 0,34 - 0,34

2014 CELEC-Electroguayas 2.847,47 143,26 2.704,22 - 2.704,22

2014 CELEC-Gensur 75,84 1,14 74,70 - 74,70







2014 Elecaustro 487,24 10,59 476,66 - 476,66

2014 Electrisol 1,54 0,08 1,45 - 1,45

2014 Electroquil 280,48 11,82 268,66 - 268,66

2014 EMAAP-Q 171,78 3,28 168,50 61,58 106,92

2014 Enersol 0,73 0,02 0,71 - 0,71

2014 Eolicsa 3,86 - 3,86 - 3,86

2014 Epfotovoltaica 2,99 0,03 2,96 - 2,96

2014 Generoca 132,77 5,84 126,94 - 126,94

2014 Genrenotec 0,82 0,01 0,81 - 0,81

2014 Gonzanergy 0,25 - 0,25 - 0,25

2014 Gransolar 2,72 - 2,72 - 2,72

2014 Hidrosibimbe 99,35 - 99,35 - 99,35

2014 Intervisa Trade 183,13 8,20 174,93 - 174,93

2014 Lojaenergy 0,07 - 0,07 - 0,07

2014 Renova Loja 0,05 - 0,05 - 0,05

2014 Sabiangosolar 0,04 - 0,04 - 0,04

2014 San Pedro 0,26 - 0,26 - 0,26

2014 Sanersol 0,25 - 0,25 - 0,25

2014 Sansau 0,72 0,01 0,71 - 0,71

2014 Saracaysol 0,25 - 0,25 - 0,25

2014 Solchacras 0,15 - 0,15 - 0,15

2014 Solhuaqui 0,14 - 0,14 - 0,14

2014 Solsantonio 0,12 - 0,12 - 0,12

2014 Solsantros 0,25 - 0,25 - 0,25

2014 Surenergy 0,12 - 0,12 - 0,12

2014 Termoguayas 623,19 - 623,19 - 623,19

2014 Valsolar 1,34 0,02 1,32 - 1,32

2014 Wildtecsa 0,72 0,01 0,71 - 0,71

19.194,41 446,99 18.747,42 61,58 18.685,84

2015 Altgenotec 0,92 0,01 0,91 - 0,91

2015 Brineforcorp 1,40 0,01 1,39 - 1,39

2015 CELEC-Coca Codo Sinclair 144,31 - 144,31 - 144,31


2015 CELEC-Gensur 92,46 1,54 90,92 - 90,92







2015 Elecaustro 528,73 10,82 517,91 - 517,91

2015 Electrisol 1,71 0,09 1,62 - 1,62

2015 Electroquil 373,73 15,36 358,36 - 358,36

2015 EMAAP-Q 171,77 2,44 169,33 66,71 102,62

2015 Enersol 0,69 0,02 0,67 - 0,67

2015 Eolicsa 3,40 - 3,40 - 3,40

2015 Epfotovoltaica 3,00 0,03 2,97 - 2,97

2015 Generoca 116,98 5,70 111,28 - 111,28

2015 Genrenotec 1,09 0,01 1,08 - 1,08

2015 Gonzanergy 1,56 - 1,56 - 1,56

2015 Gransolar 5,80 - 5,80 - 5,80

Total 2014


(GWh)

Consumo

auxiliares

generación

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

No Público

(GWh)

Energía

Entregada

para Servicio

Público

(GWh)

2015 Hidrosibimbe 106,25 - 106,25 0,64 105,60

2015 Intervisa Trade 297,25 13,55 283,70 - 283,70

2015 Lojaenergy 1,08 - 1,08 - 1,08

2015 Renova Loja 0,95 - 0,95 - 0,95

2015 Sabiangosolar 0,59 - 0,59 - 0,59

2015 San Pedro 1,58 - 1,58 - 1,58

2015 Sanersol 1,34 - 1,34 - 1,34

2015 Sansau 1,29 0,01 1,28 - 1,28

2015 Saracaysol 1,35 - 1,35 - 1,35

2015 Solchacras 0,99 - 0,99 - 0,99

2015 Solhuaqui 1,21 - 1,21 - 1,21

2015 Solsantonio 1,15 - 1,15 - 1,15

2015 Solsantros 1,38 - 1,38 - 1,38

2015 Surenergy 1,46 - 1,46 - 1,46

2015 Termoguayas 622,91 - 622,91 - 622,91

2015 Valsolar 1,46 0,02 1,44 - 1,44

2015 Wildtecsa 1,29 0,01 1,28 - 1,28

20.554,61 419,07 20.135,54 67,36 20.068,19

2016 Altgenotec 1,11 0,01 1,10 - 1,10

2016 Brineforcorp 1,21 0,01 1,19 - 1,19

2016 CELEC-Coca Codo Sinclair 3.019,67 - 3.019,67 - 3.019,67


2016 CELEC-Gensur 78,02 1,29 76,73 - 76,73


2016 CELEC-Hidroazogues 6,26 0,04 6,22 - 6,22






2016 Ecuagesa 36,73 0,57 36,16 - 36,16

2016 Elecaustro 436,53 8,54 427,99 - 427,99

2016 Electrisol 1,65 0,09 1,56 - 1,56

2016 Electroquil 241,42 9,67 231,75 - 231,75

2016 EMAAP-Q 170,39 0,50 169,89 78,38 91,51

2016 Enersol 0,67 0,04 0,63 - 0,63

2016 Eolicsa 1,31 - 1,31 - 1,31

2016 Epfotovoltaica 3,06 0,03 3,04 - 3,04

2016 Gasgreen 13,28 0,40 12,88 - 12,88

2016 Generoca 89,90 4,67 85,23 - 85,23

2016 Genrenotec 1,12 0,01 1,11 - 1,11

2016 Gonzanergy 1,71 - 1,71 - 1,71

2016 Gransolar 5,93 - 5,93 - 5,93

2016 Hidrosibimbe 99,80 - 99,80 1,49 98,30

2016 Hidrotambo 32,04 - 32,04 - 32,04

2016 Hidrovictoria 2,56 0,01 2,55 - 2,55

2016 Intervisa Trade 126,58 5,57 121,01 - 121,01

2016 Lojaenergy 1,57 - 1,57 - 1,57

2016 Renova Loja 1,38 - 1,38 - 1,38

2016 Sabiangosolar 1,32 - 1,32 - 1,32

2016 San Pedro 1,71 - 1,71 - 1,71

2016 Sanersol 1,32 - 1,32 - 1,32

2016 Sansau 1,31 0,00 1,30 - 1,30

2016 Saracaysol 1,35 - 1,35 - 1,35

2016 Solchacras 1,24 - 1,24 - 1,24

2016 Solhuaqui 1,25 - 1,25 - 1,25

2016 Solsantonio 1,27 - 1,27 - 1,27

2016 Solsantros 1,35 - 1,35 - 1,35

2016 Surenergy 1,47 - 1,47 - 1,47

2016 Termoguayas 432,17 - 432,17 - 432,17

2016 Valsolar 1,51 0,02 1,49 - 1,49

2016 Wildtecsa 1,31 0,00 1,31 - 1,31

21.401,52 325,04 21.076,48 79,87 20.996,61 Total 2016

Total 2015

113

113

La evolución de la producción total de energía de las empresas

generadoras se presenta en la FIG. No. 96. Se visualiza que a partir del

2010 hubo un crecimiento de la producción energética relacionado con la

incorporación de nuevas centrales de generación. Sin embargo, se

aprecia una disminución de la producción en el 2009 debido al déficit

energético presentado a finales de ese año.

FIG. No. 96: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE

EMPRESAS GENERADORAS

Producción histórica de empresas distribuidoras con

generación

Las empresas distribuidoras del país son las encargadas de llevar la

energía disponible desde el sistema de transmisión para ser distribuida y

comercializada a los clientes finales. Varias de las distribuidoras tienen

centrales de generación eléctrica a su cargo.

A continuación se detalla la producción de energía de las centrales de

generación de las distribuidoras. La energía disponible en generación

para el 2016 fue de 886,62 GWh, siendo entregado en su totalidad para

el servicio público.

TABLA No. 123: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN

En las siguientes tablas y figura se presenta con mayor detalle la energía

producida por empresas distribuidoras con generación, la energía

disponible y la entregada para el servicio público en el sector eléctrico.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Energía Bruta 13.121,4 14.224,4 13.857,9 14.739,4 15.794,5 17.749,1 18.174,4 19.194,4 20.554,6 21.401,5

9.000

11.000

13.000

15.000

17.000

19.000

21.000

GWh

AñoEnergía bruta

(GWh)

Consumo

auxiliares

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía entregada

para servicio público

(GWh)

2007 1.234,53 21,60 1.212,93 1.212,93

2008 1.179,43 13,69 1.165,74 1.165,74

2009 1.361,30 17,07 1.344,23 1.344,23

2010 1.516,22 18,33 1.497,88 1.497,88

2011 1.308,89 14,22 1.294,66 1.294,66

2012 1.232,58 12,90 1.219,67 1.219,67

2013 1.194,41 12,55 1.181,86 1.181,86

2014 1.282,07 13,29 1.268,78 1.268,78

2015 1.201,87 18,12 1.183,75 1.183,75

2016 897,18 10,55 886,62 886,62

114

114


DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (1/4)

TABLA No. 125: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (2/4)

Año Empresa

Energía

Bruta

(GWh)

Consumo

auxiliares

(GWh)

Energía

Disponible

(GWh)

Energía entregada

para servicio

público (GWh)

CNEL-Bolívar 1,52 0,01 1,51 1,51

CNEL-El Oro 4,23 0,09 4,14 4,14

CNEL-Guayaquil 355,84 12,31 343,53 343,53

CNEL-Sta. Elena 4,96 0,14 4,82 4,82

CNEL-Sucumbíos 58,18 2,92 55,26 55,26

E.E. Ambato 12,05 0,05 12,00 12,00

E.E. Centro Sur 0,34 - 0,34 0,34

E.E. Cotopaxi 61,39 0,06 61,33 61,33

E.E. Galápagos 25,23 0,08 25,15 25,15

E.E. Norte 50,87 0,06 50,81 50,81

E.E. Quito 527,04 5,29 521,74 521,74

E.E. Riobamba 101,13 0,13 101,00 101,00

E.E. Sur 31,74 0,45 31,29 31,29

1.234,53 21,60 1.212,93 1.212,93

CNEL-Bolívar 4,24 0,01 4,23 4,23

CNEL-El Oro 3,73 0,02 3,71 3,71

CNEL-Guayaquil 238,60 7,73 230,87 230,87

CNEL-Sucumbíos 17,09 0,86 16,23 16,23

E.E. Ambato 18,45 0,02 18,43 18,43

E.E. Centro Sur 0,37 - 0,37 0,37

E.E. Cotopaxi 59,48 0,88 58,60 58,60

E.E. Galápagos 26,84 0,08 26,76 26,76

E.E. Norte 59,50 0,00 59,50 59,50

E.E. Quito 634,63 3,74 630,89 630,89

E.E. Riobamba 92,05 0,11 91,94 91,94

E.E. Sur 24,45 0,24 24,21 24,21

1.179,43 13,69 1.165,74 1.165,74

CNEL-Bolívar 3,28 0,01 3,27 3,27

CNEL-El Oro 1,95 0,00 1,95 1,95

CNEL-Guayaquil 399,47 3,50 395,98 395,98

CNEL-Manabí 5,00 0,04 4,96 4,96

CNEL-Milagro 0,02 0,00 0,01 0,01

CNEL-Sucumbíos 55,52 1,86 53,67 53,67

E.E. Ambato 11,68 0,02 11,66 11,66

E.E. Centro Sur 0,55 - 0,55 0,55

E.E. Cotopaxi 53,94 0,05 53,88 53,88

E.E. Galápagos 28,39 0,11 28,28 28,28

E.E. Norte 51,11 - 51,11 51,11

E.E. Quito 601,69 10,59 591,10 591,10

E.E. Riobamba 99,08 0,17 98,90 98,90

E.E. Sur 49,61 0,72 48,90 48,90

1.361,30 17,07 1.344,23 1.344,23

2007

Total 2007

2008

Total 2008

2009

Total 2009

Año Empresa

Energía

Bruta

(GWh)

Consumo

auxiliares

(GWh)

Energía

Disponible

(GWh)

Energía entregada

para servicio

público (GWh)

CNEL-Bolívar 4,51 0,01 4,49 4,49

CNEL-El Oro 0,09 0,00 0,09 0,09

CNEL-Guayaquil 603,35 7,65 595,70 595,70

CNEL-Sucumbíos 61,94 2,03 59,91 59,91

E.E. Ambato 10,22 0,02 10,20 10,20

E.E. Centro Sur 0,39 - 0,39 0,39

E.E. Cotopaxi 51,55 0,05 51,50 51,50

E.E. Galápagos 29,27 0,08 29,19 29,19

E.E. Norte 52,66 - 52,66 52,66

E.E. Quito 557,64 7,84 549,80 549,80

E.E. Riobamba 105,70 0,13 105,57 105,57

E.E. Sur 38,89 0,51 38,38 38,38

1.516,22 18,33 1.497,88 1.497,88

CNEL-Bolívar 2,26 0,01 2,26 2,26

CNEL-El Oro 0,03 0,00 0,03 0,03

CNEL-Guayaquil 336,57 5,13 331,45 331,45

CNEL-Sucumbíos 47,49 1,71 45,78 45,78

E.E. Ambato 9,37 0,01 9,37 9,37

E.E. Centro Sur 0,05 - 0,05 0,05

E.E. Cotopaxi 60,79 0,11 60,69 60,69

E.E. Galápagos 31,90 0,15 31,76 31,76

E.E. Norte 69,18 - 69,18 69,18

E.E. Quito 619,41 6,59 612,82 612,82

E.E. Riobamba 100,83 0,11 100,72 100,72

E.E. Sur 30,98 0,42 30,56 30,56

1.308,89 14,22 1.294,66 1.294,66

CNEL-Bolívar 1,49 0,00 1,49 1,49

CNEL-Guayaquil 375,21 5,59 369,62 369,62

CNEL-Sucumbíos 15,15 0,62 14,53 14,53

E.E. Ambato 13,02 0,00 13,02 13,02

E.E. Centro Sur 0,65 0,00 0,65 0,65

E.E. Cotopaxi 55,64 0,06 55,59 55,59

E.E. Galápagos 36,74 0,28 36,46 36,46

E.E. Norte 53,28 - 53,28 53,28

E.E. Quito 543,27 5,88 537,38 537,38

E.E. Riobamba 110,09 0,11 109,97 109,97

E.E. Sur 28,04 0,35 27,69 27,69

1.232,58 12,90 1.219,67 1.219,67 Total 2012

Total 2010

2012

2011

Total 2011

2010

115

115

TABLA No. 126: ENERGÍA PRODUCIDA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (3/4)

FIG. No. 97: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN

Producción histórica de empresas autogeneradoras

En el periodo de análisis, la producción en términos de generación bruta

de las empresas autogeneradoras se incrementó porcentualmente en el

2007 y en el 2012, con respecto al año anterior, este aumento fue de

44,86 % y 12,37 %, respectivamente. De acuerdo con lo reportado, el

incremento en los últimos diez años fue del 60,10 %.

Año Empresa

Energía

Bruta

(GWh)

Consumo

auxiliares

(GWh)

Energía

Disponible

(GWh)

Energía entregada

para servicio

público (GWh)

CNEL-Guayaquil 377,42 3,53 373,89 373,89

E.E. Ambato 10,47 0,01 10,46 10,46

E.E. Centro Sur 1,48 0,00 1,48 1,48

E.E. Cotopaxi 59,60 0,06 59,54 59,54

E.E. Galápagos 37,05 1,22 35,84 35,84

E.E. Norte 60,42 - 60,42 60,42

E.E. Quito 519,23 7,03 512,20 512,20

E.E. Riobamba 94,96 0,11 94,85 94,85

E.E. Sur 33,77 0,59 33,17 33,17

1.194,41 12,55 1.181,86 1.181,86

CNEL-Guayaquil 415,80 3,69 412,12 412,12

E.E. Ambato 10,20 0,00 10,19 10,19

E.E. Centro Sur 1,27 0,00 1,27 1,27

E.E. Cotopaxi 62,05 0,06 61,99 61,99

E.E. Galápagos 43,54 1,54 42,00 42,00

E.E. Norte 66,93 - 66,93 66,93

E.E. Quito 551,27 7,42 543,85 543,85

E.E. Riobamba 104,11 0,11 104,00 104,00

E.E. Sur 26,89 0,47 26,42 26,42

1.282,07 13,29 1.268,78 1.268,78

CNEL-Guayaquil 405,91 8,35 397,56 397,56

E.E. Ambato 13,08 0,00 13,07 13,07

E.E. Centro Sur 0,68 0,00 0,68 0,68

E.E. Cotopaxi 61,24 0,06 61,18 61,18

E.E. Galápagos 50,50 1,38 49,12 49,12

E.E. Norte 56,07 - 56,07 56,07

E.E. Quito 485,17 7,63 477,54 477,54

E.E. Riobamba 105,80 0,12 105,68 105,68

E.E. Sur 23,44 0,57 22,87 22,87

1.201,87 18,12 1.183,75 1.183,75

CNEL-Guayaquil 219,72 3,71 216,01 216,01

E.E. Ambato 11,96 0,01 11,96 11,96

E.E. Centro Sur 0,73 0,00 0,73 0,73

E.E. Cotopaxi 57,28 0,06 57,22 57,22

E.E. Galápagos 20,83 1,05 19,78 19,78

E.E. Norte 52,02 - 52,02 52,02

E.E. Quito 413,35 5,12 408,24 408,24

E.E. Riobamba 97,41 0,13 97,29 97,29

E.E. Sur 23,87 0,49 23,38 23,38

897,18 10,55 886,62 886,62

Total 2015

2016

Total 2016

2013

Total 2013

2014

Total 2014

2015

116

116

TABLA No. 127: ENERGÍA PRODUCIDA POR LAS EMPRESAS

AUTOGENERADORAS

Las tablas siguientes muestran la producción de energía de las empresas

autogeneradoras en los últimos diez años. El 2016 registró la información

de 28 autogeneradores.


AUTOGENERADORA (1/5)

AñoEnergía bruta

(GWh)

Consumo

auxiliares

generación

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

entregada

para servicio

público

(GWh)

Energía no

entregada

para servicio

público

(GWh)

2007 2.980,72 89,89 2.890,83 460,71 2.430,12

2008 3.204,63 271,98 2.932,65 610,90 2.321,75

2009 3.045,42 23,87 3.021,55 533,57 2.487,98

2010 3.254,19 35,17 3.219,01 563,44 2.655,57

2011 3.440,72 12,60 3.428,12 635,57 2.792,55

2012 3.866,24 59,81 3.806,43 636,04 3.170,40

2013 3.891,50 64,23 3.827,27 656,40 3.170,87

2014 3.830,73 68,02 3.762,72 379,83 3.382,89

2015 4.193,70 84,66 4.109,05 569,56 3.539,49

2016 4.772,19 125,47 4.646,71 590,47 4.056,24

Año Empresa autogeneradoraEnergía bruta

(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

entregada

para servicio

público

(GWh)

Energía no

entregada

para servicio

público

(GWh)

2007 Agip 162,78 158,29 - 158,29

2007 Agua y Gas de Sillunchi 2,79 2,63 0,51 2,12

2007 Andes Petro 367,44 362,68 - 362,68

2007 Ecoelectric 77,16 61,56 7,58 53,98

2007 Ecoluz 38,31 38,27 31,26 7,01

2007 Ecudos 86,34 86,34 42,13 44,20

2007 Enermax 79,98 79,77 79,77 0,00

2007 Hidroabanico 209,37 209,37 209,37 -

2007 Hidroimbabura 5,01 5,01 - 5,01

2007 I.M. Mejía 9,04 9,04 9,04 0,00

2007 Manageneración 41,48 41,48 41,48 -

2007 Moderna Alimentos 6,05 4,90 4,90 -

2007 Ocp 23,29 - - -

2007 Perlabí 9,62 - - -

2007 Petroamazonas 534,66 532,45 - 532,45

2007 Petroproducción 299,34 290,36 - 290,36

2007 Repsol 844,82 830,55 3,83 826,72

2007 San Carlos 55,25 55,25 25,69 29,56

2007 Sipec 34,05 33,42 - 33,42

2007 Vicunha 18,92 18,28 3,41 14,87

2007 UNACEM 75,01 71,18 1,72 69,46

2.980,72 2.890,83 460,71 2.430,12

2008 Agip 186,43 177,74 - 177,74


2008 Andes Petro 378,77 366,03 - 366,03

2008 Ecoelectric 74,89 38,99 38,99 -

2008 Ecoluz 41,83 34,82 34,82 -

2008 Ecudos 75,01 36,05 36,05 -

2008 Enermax 95,11 95,09 95,09 -

2008 Hidroabanico 319,54 319,54 319,54 -

2008 Hidroimbabura 5,17 5,17 0,04 5,12

2008 I.M. Mejía 4,71 4,71 4,71 -

2008 Manageneración 35,25 35,25 35,25 -

2008 Moderna Alimentos 10,07 9,98 9,98 0,00

2008 Ocp 23,82 30,71 - 30,71

2008 Perlabí 16,03 15,98 - 15,98

2008 Petroamazonas 602,13 569,38 - 569,38

2008 Petroproducción 322,35 312,68 - 312,68

2008 Repsol 817,60 803,46 1,55 801,91

2008 San Carlos 58,43 25,36 24,83 0,52

2008 Sipec 34,27 33,66 - 33,66

2008 Vicunha 16,74 15,99 8,41 7,58

2008 UNACEM 84,07 1,85 1,43 0,42

3.204,63 2.932,65 610,90 2.321,75

2009 Agip 192,32 183,58 - 183,58


2009 Andes Petro 388,58 374,45 - 374,45

2009 Consejo Provincial De Tungurahua 0,34 0,34 0,34 -

2009 Ecoelectric 76,64 69,37 40,19 29,19

2009 Ecoluz 39,67 36,90 36,90 -

2009 Ecudos 69,27 69,60 30,68 38,92

2009 Electroandina 0,06 0,06 0,06 -

Total 2007

Total 2008

117

117






(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

entregada

para servicio

público

(GWh)

Energía no

entregada

para servicio

público

(GWh)

2009 Electrocordova 0,10 0,10 0,10 -

2009 Enermax 81,19 98,38 47,34 51,04

2009 Hidroabanico 318,49 321,14 321,14 -

2009 Hidroimbabura - - - -

2009 Hidroservice 0,29 0,29 0,29 -

2009 I.M. Mejía 5,63 5,63 5,63 -


2009 Ocp 25,03 31,07 - 31,07

2009 Perlabí 13,95 13,90 0,00 13,90

2009 Petroamazonas 443,28 434,14 0,00 434,14

2009 Petrobras 68,90 60,93 0,00 60,93

2009 Petroproducción 287,35 278,73 0,00 278,73

2009 Repsol 786,81 773,93 0,00 773,93

2009 San Carlos 70,60 68,02 33,30 34,72

2009 Sipec 31,96 31,43 - 31,43

2009 Vicunha 19,72 18,69 1,56 17,13

2009 SERMAA EP 1,57 1,57 1,57 -

2009 UNACEM 116,44 142,05 9,80 132,25

3.045,42 3.021,55 533,57 2.487,98

2010 Agip 208,71 199,96 0,00 199,96


2010 Andes Petro 362,23 348,47 - 348,47


2010 Ecoelectric 70,51 63,29 34,75 28,54

2010 Ecoluz 30,58 29,72 29,72 -

2010 Ecudos 96,48 96,59 51,02 45,57

2010 Electroandina - - - -

2010 Electrocordova 0,05 0,05 0,05 -

2010 Enermax 88,35 91,10 91,10 -

2010 Hidroabanico 299,63 310,76 310,76 -

2010 Hidroimbabura - - - -

2010 Hidroservice 0,05 0,05 0,05 -

2010 I.M. Mejía 7,60 7,60 7,60 -


2010 Ocp 24,97 28,73 0,00 28,73

2010 Perlabí 7,14 7,10 - 7,10

2010 Petroamazonas 696,94 683,44 0,00 683,44

2010 Petrobras 69,26 61,53 0,00 61,53


2010 Repsol 815,89 801,73 0,00 801,73

2010 San Carlos 68,57 65,95 29,56 36,40

2010 Sipec 28,56 27,96 - 27,96

2010 Vicunha 17,57 16,79 0,31 16,47

2010 SERMAA EP 1,34 1,34 1,34 -

2010 UNACEM 127,62 151,54 6,12 145,42

3.254,19 3.219,01 563,44 2.655,57

2011 Agip 221,71 213,06 - 213,06


2011 Andes Petro 467,85 452,97 - 452,97


2011 Ecoelectric 110,99 104,03 64,92 39,10

2011 Ecoluz 39,58 38,43 38,43 -

Total 2010

Total 2009


(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

entregada

para servicio

público

(GWh)

Energía no

entregada

para servicio

público

(GWh)

2011 Ecudos 94,04 94,40 49,02 45,38


2011 Electrocordova 0,47 0,47 0,47 -

2011 Enermax 87,78 87,77 87,77 -

2011 Hidroabanico 324,82 327,12 327,12 -

2011 Hidroimbabura 0,50 0,50 0,50 -

2011 Hidroservice - - - -

2011 I.M. Mejía 9,88 9,88 9,88 -


2011 Ocp 24,04 28,90 0,00 28,90

2011 Perlabí 14,58 14,54 14,54 -

2011 Petroamazonas 712,32 697,65 0,00 697,65

2011 Petrobras 82,09 73,82 - 73,82


2011 Repsol 805,19 789,92 0,00 789,92

2011 San Carlos 73,17 71,54 33,33 38,21

2011 Sipec 33,45 32,35 0,00 32,35

2011 Vicunha 16,96 15,69 0,13 15,56

2011 SERMAA EP 1,36 1,36 1,36 -

2011 UNACEM 96,93 157,13 0,48 156,65

3.440,72 3.428,12 635,57 2.792,55

2012 Agip 229,33 220,44 0,00 220,44


2012 Andes Petro 470,62 464,17 - 464,17


2012 Ecoelectric 110,84 103,84 61,80 42,03

2012 Ecoluz 39,79 38,70 38,70 -

2012 Ecudos 97,80 98,11 50,83 47,28


2012 Electrocordova 0,13 0,13 0,13 -

2012 Enermax 92,50 92,49 92,49 -

2012 Hidroabanico 315,40 321,16 321,16 -

2012 Hidroimbabura 1,99 1,99 1,99 -


2012 I.M. Mejía 8,51 8,51 8,51 -


2012 Ocp 24,05 29,18 0,00 29,18

2012 Perlabí 13,49 13,45 0,10 13,35

2012 Petroamazonas 1.071,29 1.046,43 - 1.046,43


2012 Repsol 812,85 798,17 0,00 798,17

2012 San Carlos 87,72 86,11 43,02 43,09

2012 Sipec 36,28 34,11 0,00 34,11

2012 Vicunha 29,15 27,26 0,30 26,96

2012 SERMAA EP 0,31 0,31 0,31 -

2012 UNACEM 156,21 161,26 9,04 152,22

3.866,24 3.806,43 636,04 3.170,40

2013 Agip 231,94 218,81 0,00 218,81


2013 Andes Petro 471,27 465,91 - 465,91


2013 Ecoelectric 122,56 114,62 78,28 36,34

Total 2011

Total 2012

118

118





La evolución de la producción total de energía de las empresas

autogeneradoras se presenta en la FIG. No. 98. En 2007, 2012 y 2016

se evidencia un crecimiento considerable respecto al año anterior 44,86

%, 12,37 % y 13,79 % respectivamente. En el resto del periodo se

visualizan incrementos moderados que básicamente corresponden a la


(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

entregada

para servicio

público

(GWh)

Energía no

entregada

para servicio

público

(GWh)

2013 Ecoluz 42,14 40,92 40,92 -

2013 Ecudos 87,29 88,12 43,67 44,45


2013 Electrocordova 0,09 0,09 0,09 -

2013 Enermax 85,38 85,34 85,34 -

2013 Hidroabanico 321,76 325,82 325,82 -

2013 Hidroimbabura 2,12 2,12 2,12 -


2013 I.M. Mejía 7,82 7,82 7,82 -


2013 Ocp 24,24 29,35 0,00 29,35

2013 Perlabí 7,20 7,17 0,00 7,17

2013 Petroamazonas 1.309,12 1.271,64 0,70 1.270,94

2013 Repsol 842,47 827,57 0,00 827,57

2013 San Carlos 85,93 84,67 39,08 45,59

2013 Sipec 42,38 39,85 0,00 39,85

2013 Vicunha 37,31 34,89 18,22 16,67

2013 SERMAA EP 2,50 2,50 2,50 -

2013 UNACEM 160,04 172,15 6,13 166,02

3.891,50 3.827,27 656,40 3.170,87

2014 Agip 237,24 226,64 0,00 226,64


2014 Andes Petro 474,03 467,60 - 467,60


2014 Ecoelectric 117,31 108,69 64,13 44,57

2014 Ecoluz 42,24 41,19 39,10 2,09

2014 Ecudos 102,76 102,89 49,58 53,31


2014 Electrocordova 0,01 0,01 0,01 -

2014 Enermax 97,46 98,85 43,67 55,18

2014 Hidroabanico 321,85 327,68 40,48 287,20

2014 Hidroimbabura 0,12 0,12 0,12 -


2014 I.M. Mejía 6,94 6,94 6,94 -


2014 Ocp 21,20 28,16 0,00 28,16

2014 Perlabí 7,97 7,93 0,00 7,93

2014 Petroamazonas 1.137,63 1.094,88 0,00 1.094,88

2014 Repsol 831,46 817,62 0,00 817,62

2014 San Carlos 179,40 176,77 115,81 60,96

2014 Sipec 43,26 40,67 0,00 40,67

2014 Vicunha 33,45 31,69 0,77 30,92

2014 SERMAA EP 2,02 2,02 2,02 -

2014 UNACEM 163,99 172,01 8,71 163,29

3.830,73 3.762,72 379,83 3.382,89

2015 Agip 210,91 200,57 0,00 200,57


2015 Andes Petro 483,40 477,47 - 477,47


2015 Ecoelectric 105,46 98,88 57,64 41,24

2015 Ecoluz 47,33 46,48 44,32 2,16

2015 Ecudos 100,38 100,87 49,39 51,48

Total 2014

Total 2013


(GWh)

Energía

disponible

(GWh)

Energía

entregada

para servicio

público

(GWh)

Energía no

entregada

para servicio

público

(GWh)

2015 Electrocordova 0,31 0,31 - 0,31

2015 Enermax 104,27 104,46 51,34 53,12

2015 Hidroabanico 317,27 325,69 45,72 279,97

2015 Hidroimbabura 1,56 1,56 1,56 -

2015 I.M. Mejía 5,31 5,31 5,31 -


2015 Ocp 19,14 17,21 0,00 17,21

2015 Perlabí 6,32 6,28 0,00 6,28

2015 Petroamazonas 1.283,43 1.233,68 0,00 1.233,68

2015 Repsol 809,79 796,09 0,00 796,09

2015 San Carlos 201,92 199,12 139,64 59,48

2015 Sipec 40,19 37,79 0,00 37,79

2015 Vicunha 35,20 33,40 0,94 32,47

2015 Hidrosanbartolo 166,01 166,58 154,48 12,11

2015 Municipio Cantón Espejo 1,29 1,29 1,29 -

2015 Tecpetrol 28,96 28,94 - 28,94

2015 UCEM 5,10 5,10 - 5,10

2015 Río Napo 39,45 39,45 - 39,45

2015 SERMAA EP 1,67 1,67 1,67 -

2015 Orion 0,60 0,53 0,00 0,53

2015 UNACEM 172,63 174,49 13,01 161,48

4.193,70 4.109,05 569,56 3.539,49

2016 Agip 215,32 209,51 0,00 209,51


2016 Andes Petro 471,48 464,96 0,01 464,95


2016 Ecoelectric 129,32 120,08 66,96 53,12

2016 Ecoluz 46,07 45,45 26,76 18,69

2016 Ecudos 105,40 105,40 52,88 52,52

2016 Electrocordova 1,30 1,30 0,07 1,22

2016 Enermax 90,28 90,28 55,50 34,78

2016 Hidroabanico 319,70 319,70 56,17 263,53

2016 Hidroimbabura 1,95 1,95 1,95 -

2016 I.M. Mejía 2,37 2,37 2,37 -


2016 Ocp 17,81 15,99 1,36 14,62

2016 Perlabí 7,57 7,53 0,00 7,53

2016 Petroamazonas 1.813,09 1.774,69 - 1.774,69

2016 Repsol 777,81 760,39 0,00 760,39

2016 San Carlos 241,79 216,48 146,84 69,64

2016 Sipec 38,22 35,93 0,00 35,93

2016 Vicunha 38,09 35,95 0,31 35,63

2016 Hidrosanbartolo 204,09 203,99 151,48 52,51

2016 Municipio Cantón Espejo 1,03 1,03 1,03 -

2016 Tecpetrol 29,80 29,78 0,00 29,78

2016 UCEM 4,40 4,40 1,24 3,16

2016 Río Napo 22,89 22,89 2,23 20,66

2016 SERMAA EP 4,67 4,67 4,62 0,05

2016 Orion 7,08 6,71 0,00 6,71

2016 UNACEM 171,77 162,07 16,85 145,22

4.772,19 4.646,71 590,47 4.056,24 Total 2016

Total 2015

119

119

entrada y salida de unidades de generación térmica, que son las

predominantes entre los autogeneradores.

FIG. No. 98: EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE

EMPRESAS AUTOGENERADORAS

Consumo de combustible de las empresas de

generación eléctrica

Las empresas generadoras, distribuidoras y autogeneradoras, en sus

centrales térmicas, disponen de motores de combustión interna (MCI),

unidades turbovapor o unidades turbogas. Para que éstas funcionen se

requiere de la utilización de diversos combustibles como el fuel oíl, diesel,

nafta, gas natural, crudo, residuo, biogás y bagazo de caña.

En la siguiente tabla se pormenoriza el consumo de los combustibles en

el periodo 2007-2016 con sus respectivas unidades de medida.

TABLA No. 133: CONSUMO DE COMBUSTIBLE UTILIZADO EN

GENERACIÓN ELÉCTRICA

Para cuantificar el consumo de combustibles por parte de las centrales

térmicas se unificó la unidad de medida llevándola a Toneladas

Equivalentes de Petróleo (TEP) que mide el volumen y el valor que se

consumirían en toneladas de petróleo para generar energía en lugar del

combustible normalmente utilizado, o de la misma energía eléctrica.

En la TABLA No. 134 se detallan las equivalencias entre las diferentes

unidades de medida de los combustibles usados por las centrales

térmicas y las Toneladas Equivalentes de Petróleo (TEP).

En la siguiente figura se presentan los consumos de combustibles para

el periodo 2007-2016 expresados en TEP.

TABLA No. 134: UNIDADES DE CONVERSIÓN A TONELADAS

EQUIVALENTES DE PETRÓLEO (TEP)

Fuente: OLADE, Manual de Estadísticas Energéticas.

TABLA No. 135: CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN MILES DE TEP

En la siguiente figura se aprecia que durante todo el periodo el

combustible más utilizado fue el fuel oil, seguido del diesel.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Energía Bruta 2.980,72 3.204,63 3.045,42 3.254,19 3.440,72 3.866,24 3.891,50 3.830,73 4.193,70 4.772,19

2.500,00

2.800,00

3.100,00

3.400,00

3.700,00

4.000,00

4.300,00

4.600,00

GWh

Combustible Unidad 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Fuel Oil Millones gal 220,85 191,90 225,01 235,42 265,90 312,67 343,51 368,78 335,75 250,01

Diesel Millones gal 166,79 124,63 207,80 315,20 172,27 139,16 176,86 185,57 212,38 186,01

Nafta Millones gal 4,00 7,94 9,95 14,64 14,71 0,09 2,71 - - 0,00

Gas Natural kpc x 106 18,37 16,08 19,30 20,04 17,71 23,23 25,87 26,65 25,72 26,18

Residuo Millones gal 29,43 30,75 38,95 38,43 34,13 32,85 32,11 36,24 58,77 49,58

Crudo Millones gal 50,89 54,99 57,04 60,53 62,81 67,16 75,61 77,09 75,12 100,37

GLP Millones gal 8,28 8,58 7,58 7,75 7,07 6,30 5,86 6,34 7,29 8,30

Bagazo de Caña Millones t 1,94 1,31 0,86 0,91 1,06 1,12 1,09 1,45 1,50 1,54

Biogás km³ - - - - - - - - - 283,89

Combustible Unidad

Fuel Oil 1 gal

Diesel 1 gal

Nafta 1 gal

Gas Natural 1 kpc

Residuo 1 gal

Crudo 1 gal

GLP 1 gal

Bagazo de Caña 1 t

Biogás 1 m³

0,003404736

0,002214202

0,181997480

Equivalente TEP

0,003404736

0,003302303

0,002907111

0,022278869

0,003302303

0,000549985

Combustible 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Fuel Oil 751,95 653,37 766,10 801,53 905,31 1.064,55 1.169,58 1.255,61 1.143,14 851,23

Diesel 550,78 411,57 686,21 1.040,87 568,90 459,54 584,06 612,82 701,33 614,25

Nafta 11,64 23,07 28,94 42,56 42,77 0,26 7,87 - - 0,00

Gas Natural 409,34 358,25 430,02 446,46 394,52 517,63 576,26 593,78 572,99 583,21

Residuo 97,20 101,54 128,62 126,92 112,70 108,48 106,05 119,67 194,08 163,73

Crudo 173,26 187,24 194,19 206,09 213,84 228,65 257,44 262,47 255,78 341,74

GLP 16,94 17,57 15,52 15,87 14,47 12,89 12,00 12,97 14,92 16,99

Bagazo de Caña 353,02 238,86 157,02 166,04 193,69 204,26 198,99 263,36 273,80 280,79

Biogás - - - - - - - - - 0,16

Total 2.364,13 1.991,48 2.406,61 2.846,34 2.446,21 2.596,26 2.912,25 3.120,69 3.156,05 2.852,09

120

120

FIG. No. 99: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP

La nafta fue utilizada hasta el 2013 únicamente por la unidad de

generación conocida como Victoria II, cuya administración la efectúa la

empresa Intervisa Trade S.A. desde enero del 2004.

El gas natural es obtenido de dos maneras: por medio de la explotación

de los yacimientos de Gas del Golfo de Guayaquil (generadora CELEC

EP-Termogas Machala) y mediante el gas residual que se obtiene en la

extracción del petróleo (autogeneradoras Andes Petro, Petroamazonas,

Repsol y Sipec).

Algunas autogeneradoras (Agip, Andes Petro, Petroamazonas, Repsol,

OCP Ecuador) utilizan crudo para producir energía eléctrica.

El residuo es un combustible obtenido a partir de la refinación del

petróleo, pero que no alcanza un grado mayor de purificación. Este

combustible lo utilizan principalmente las empresas CELEC EP-

Termopichincha, Elecaustro, Generoca y UNACEM.

Las empresas azucareras Ecoelectric, Ecudos y San Carlos emplean

bagazo de caña para obtener vapor de agua, el cual mueve las turbinas

de sus generadores eléctricos. Este tipo de generación es utilizada

principalmente para abastecer sus necesidades productivas. Los

excedentes son vendidos en el sector eléctrico. El bagazo de caña es

utilizado únicamente en los periodos de zafra, entre junio y febrero.

La FIG. No. 100 muestra el consumo de combustible en TEP por tipo de

empresa para el periodo 2007-2016.

FIG. No. 100: CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN TEP POR TIPO DE

EMPRESA

La TABLA No. 136 y TABLA No. 137 muestran el consumo de

combustible y su variación en unidades convencionales y TEP.

La producción de varias centrales hidroeléctricas ha incidido directamente

en la disminución del consumo de combustibles, para el 2016 se puede

ver una reducción del consumo de fuel oil y diesel con respecto al 2015.

TABLA No. 136: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE

EMPRESA

TABLA No. 137: CONSUMO DE COMBUSTIBLE POR TIPO DE

EMPRESA EN MILES DE TEP

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Bagazo de Caña 353,02 238,86 157,02 166,04 193,69 204,26 198,99 263,36 273,80 280,79

GLP 16,94 17,57 15,52 15,87 14,47 12,89 12,00 12,97 14,92 16,99

Crudo 173,26 187,24 194,19 206,09 213,84 228,65 257,44 262,47 255,78 341,74

Residuo 97,20 101,54 128,62 126,92 112,70 108,48 106,05 119,67 194,08 163,73

Gas Natural 409,34 358,25 430,02 446,46 394,52 517,63 576,26 593,78 572,99 583,21

Nafta 11,64 23,07 28,94 42,56 42,77 0,26 7,87 - - 0,00

Diesel 550,78 411,57 686,21 1.040,87 568,90 459,54 584,06 612,82 701,33 614,25

Fuel Oil 751,95 653,37 766,10 801,53 905,31 1.064,55 1.169,58 1.255,61 1.143,14 851,23

Biogás - - - - - - - - - 0,16

Total 2.364,13 1.991,48 2.406,61 2.846,34 2.446,21 2.596,26 2.912,25 3.120,69 3.156,05 2.852,09

2.364,13

1.991,48

2.406,61

2.846,34

2.446,21 2.596,26

2.912,25 3.120,69

3.156,05

2.852,09

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

Miles TEP

2.364,13

1.991,48

2.406,61

2.846,34

2.446,21 2.596,26

2.912,25

3.120,69 3.156,05

2.852,09

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MTEP

Generadora Distribuidora Autogeneradora Total

Combustible Unidad 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Fuel Oil Millones gal 220,85 191,90 225,01 235,42 265,90 312,67 343,51 368,78 335,75 250,01

Diesel Millones gal 166,79 124,63 207,80 315,20 172,27 139,16 176,86 185,57 212,38 186,01

Nafta Millones gal 4,00 7,94 9,95 14,64 14,71 0,09 2,71 - - 0,00

Gas Natural kpc x 106 18,37 16,08 19,30 20,04 17,71 23,23 25,87 26,65 25,72 26,18

Residuo Millones gal 29,43 30,75 38,95 38,43 34,13 32,85 32,11 36,24 58,77 49,58

Crudo Millones gal 50,89 54,99 57,04 60,53 62,81 67,16 75,61 77,09 75,12 100,37

GLP Millones gal 8,28 8,58 7,58 7,75 7,07 6,30 5,86 6,34 7,29 8,30

Bagazo de Caña Millones t 1,94 1,31 0,86 0,91 1,06 1,12 1,09 1,45 1,50 1,54

Biogás km³ - - - - - - - - - 283,89

Combustible 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Fuel Oil 751,95 653,37 766,10 801,53 905,31 1.064,55 1.169,58 1.255,61 1.143,14 851,23

Diesel 550,78 411,57 686,21 1.040,87 568,90 459,54 584,06 612,82 701,33 614,25

Nafta 11,64 23,07 28,94 42,56 42,77 0,26 7,87 - - 0,00

Gas Natural 409,34 358,25 430,02 446,46 394,52 517,63 576,26 593,78 572,99 583,21

Residuo 97,20 101,54 128,62 126,92 112,70 108,48 106,05 119,67 194,08 163,73

Crudo 173,26 187,24 194,19 206,09 213,84 228,65 257,44 262,47 255,78 341,74

GLP 16,94 17,57 15,52 15,87 14,47 12,89 12,00 12,97 14,92 16,99

Bagazo de Caña 353,02 238,86 157,02 166,04 193,69 204,26 198,99 263,36 273,80 280,79

Biogás - - - - - - - - - 0,16

Total 2.364,13 1.991,48 2.406,61 2.846,34 2.446,21 2.596,26 2.912,25 3.120,69 3.156,05 2.852,09

121

121

Evolución histórica de la energía vendida, periodo

2007-2016

La energía vendida por tipo de empresa, durante el periodo 2007-2016,

se detalla en la siguiente tabla.

TABLA No. 138: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA

(GWh)

A partir del 2011 se observa un incremento en la disponibilidad de

energía. Esto se debió al ingreso de nuevas centrales de generación

eléctrica, tales como Mazar, Villonaco, Coca Codo Sinclair, Sopladora,

Topo, varias centrales fotovoltaicas y térmicas.

FIG. No. 101: ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE EMPRESA

Energía vendida por las empresas generadoras

En la siguiente tabla se presentan los valores de energía vendida por

empresa de generación; comparado el 2016 con el 2007 se tiene

crecimiento del 64,39%.

TABLA No. 139: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA

GENERADORA (GWh)

Energía vendida por empresas distribuidoras con

generación

Las empresas distribuidoras con centrales de generación eléctrica, a lo

largo del tiempo, han aportado con producción de energía al sector

eléctrico ecuatoriano. Esta ha variado, pues algunas de las centrales han

pasado a ser parte de empresas generadoras. Durante el periodo 2007–

2016, 17 empresas y unidades de negocio de CNEL EP aportaron con

producción de energía eléctrica al país.

2007 12.955,80 1.617,37 407,06

2008 13.913,46 1.444,15 629,50

2009 13.537,78 1.253,51 339,72

2010 13.703,45 1.392,86 325,00

2011 15.362,56 1.202,08 335,94

2012 17.416,93 1.174,52 337,11

2013 17.965,72 1.127,25 331,11

2014 18.712,17 1.208,03 374,96

2015 20.264,82 1.127,41 562,01

2016 21.298,26 817,08 756,73

Año Generador Distribuidor Autogenerador

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Autogeneradora 407,06 629,50 339,72 325,00 335,94 337,11 331,11 374,96 562,01 756,73

Distribuidora 1.617,37 1.444,15 1.253,51 1.392,86 1.202,08 1.174,52 1.127,25 1.208,03 1.127,41 817,08

Generadora 12.955,80 13.913,46 13.537,78 13.703,45 15.362,56 17.416,93 17.965,72 18.712,17 20.264,82 21.298,26

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

22.000

24.000

GWh

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Altgenotec - - - - - - - 0,83 0,91 1,11

Brineforcorp - - - - - - - 0,34 1,40 1,20

CELEC-Coca Codo Sinclair - - - - - - - - 144,31 3.264,01

CELEC-Electroguayas 1.586,36 1.442,57 1.912,53 2.756,67 2.169,37 1.960,86 2.485,17 2.704,22 2.383,88 1.912,58

CELEC-Gensur - - - - - - 49,57 74,70 90,92 76,73

CELEC-Hidroagoyán 1.140,29 1.412,08 1.195,67 1.055,19 1.083,23 2.323,05 2.588,27 2.532,17 2.866,60 2.413,73


CELEC-Hidronación - - - - - 1.035,85 820,40 933,87 1.245,66 1.209,89

CELEC-Hidropaute 5.070,70 6.198,30 4.737,89 4.296,97 6.737,44 7.100,45 5.830,68 6.094,77 6.971,29 6.851,61

CELEC-Termoesmeraldas 898,78 626,00 943,53 449,54 719,71 1.383,28 1.699,50 1.774,55 1.711,79 1.370,50

CELEC-Termogas Machala 911,83 748,63 901,84 1.008,91 702,93 1.219,65 1.429,52 1.597,50 1.475,91 1.439,33

CELEC-Termopichincha 169,59 145,36 274,80 360,95 742,65 848,15 1.027,17 1.108,49 1.218,81 1.055,18

Ecuagesa - - - - - - - - - 36,16

Elecaustro 284,52 327,54 286,06 228,65 309,26 387,15 462,92 476,62 518,08 427,99

Electrisol - - - - - - - 1,45 1,62 1,56

Electroquil 423,09 259,43 527,58 498,16 221,74 222,14 248,99 268,66 363,40 230,85

EMAAP-Q 126,83 123,10 123,70 77,82 113,68 106,89 121,95 105,73 103,20 92,80

Enersol - - - - - - 0,51 0,67 0,62 0,65

Eolicsa 0,96 2,68 3,20 3,43 3,34 2,40 3,45 3,86 3,30 1,31

Epfotovoltaica - - - - - - 1,21 2,98 2,97 3,06

Gasgreen - - - - - - - - - 12,96

Generoca 184,44 149,54 165,38 162,86 135,38 121,18 123,25 126,94 111,28 85,17

Genrenotec - - - - - - - 0,81 1,08 1,11

Gonzanergy - - - - - - - 0,25 1,56 1,71

Gransolar - - - - - - - 2,64 5,83 5,91

Hidronación 547,35 847,51 609,23 762,86 647,83 - - - - -

Hidropastaza 804,68 960,11 1.052,68 1.031,03 903,23 - - - - -

Hidrosibimbe 89,40 85,17 89,23 86,68 103,12 98,87 84,16 97,56 104,67 98,30

Hidrotambo - - - - - - - - - 32,04

Hidrovictoria - - - - - - - - - 1,78

Intervisa Trade 191,07 135,23 136,53 327,94 228,65 60,54 354,75 174,93 295,68 121,07

Lojaenergy - - - - - - - 0,07 1,08 1,57

Renova Loja - - - - - - - 0,05 0,95 1,38

Sabiangosolar - - - - - - - 0,04 0,59 1,32

San Pedro - - - - - - - 0,26 1,58 1,71

Sanersol - - - - - - - 0,25 1,34 1,32

Sansau - - - - - - - 0,71 1,30 1,30

Saracaysol - - - - - - - 0,25 1,35 1,35

Solchacras - - - - - - - 0,15 0,99 1,24

Solhuaqui - - - - - - - 0,14 1,21 1,25

Solsantonio - - - - - - - 0,12 1,15 1,27

Solsantros - - - - - - - 0,25 1,38 1,35

Surenergy - - - - - - - 0,12 1,46 1,47

Termoguayas 525,90 450,20 577,93 595,79 540,97 546,45 632,93 623,18 622,91 520,36

Ulysseas - - - - - - - - - -

Valsolar - - - - - - 1,31 1,32 1,44 1,49

Wildtecsa - - - - - - - 0,71 1,28 3,37

Total 12.955,80 13.913,46 13.537,78 13.703,45 15.362,56 17.416,93 17.965,72 18.712,17 20.264,82 21.298,26

122

122

TABLA No. 140: ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (GWh)

La venta de las empresas distribuidoras en cuanto a transacciones de

corto plazo durante el 2016 fue de 856,65 GWh. La Empresa Eléctrica

Pública de Guayaquil pasó a ser parte de CNEL EP.

Energía vendida por las empresas autogeneradoras

En la siguiente tabla se presentan los valores de energía vendida por

empresa autogeneradora; comparado el 2016 con el 2007 se tiene

crecimiento del 98%.

TABLA No. 141: ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA

AUTOGENERADORA (GWh)

Evolución histórica de los valores monetarios de la

energía vendida

3.1.1.1. Valor de la energía vendida por tipo de empresa

En la siguiente figura se presentan los valores por venta de energía.

Comparando el 2016 con el 2007, el total registró un incremento del 48,68

%.

FIG. No. 102: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR TIPO DE

EMPRESA

3.1.1.2. Valor de la energía vendida por las empresas

generadoras

En la siguiente tabla se presentan los valores por venta de energía de

empresas de generación eléctrica. En relación al 2007 se registró un

incremento para el 2016 de 57,90 %.

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

CNEL-Bolívar 1,55 4,27 3,31 4,42 2,31 1,54 0,05 0,06 0,05 0,06

CNEL-El Oro 4,06 3,62 1,85 - - - - - - -

CNEL-Guayaquil - - - - - - - 147,60 400,93 217,66

CNEL-Los Ríos - 0,66 - - - - - - - -

CNEL-Manabí 5,70 0,76 5,00 - - - - - - -

CNEL-Milagro - - - - - - - - - -

CNEL-Sta. Elena 4,83 - - - - - - - - -

CNEL-Sucumbíos - - - - - - - - 0,16 0,25

E.E. Ambato 106,31 29,31 15,42 10,20 9,37 13,02 10,46 10,19 13,07 11,96

E.E. Azogues 46,52 43,02 - - - - - - - -

E.E. Centro Sur 72,19 41,60 - - - - - - - -

E.E. Cotopaxi 163,25 90,82 42,99 38,74 49,99 44,73 49,42 50,01 51,47 48,35

E.E. Galápagos - - - - - - - - - -

E.E. Norte 59,02 68,00 51,11 52,66 69,18 53,28 54,90 64,64 56,20 52,75

E.E. Quito 518,81 626,62 590,95 549,67 612,82 537,38 512,20 543,85 480,99 408,24

E.E. Riobamba 98,76 91,61 98,00 102,66 96,07 105,77 92,52 100,36 101,43 93,39

E.E. Sur 31,77 24,50 48,90 38,70 30,89 28,04 33,80 26,81 23,27 24,00

Eléctrica de Guayaquil 504,59 419,35 395,98 595,70 331,45 390,76 373,89 264,51 - -

Total 1.617,37 1.444,15 1.253,51 1.392,73 1.202,08 1.174,52 1.127,25 1.208,03 1.127,57 856,65

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Agua Y Gas De Sillunchi 0,51 0,20 0,04 0,03 0,03 0,07 0,24 0,27 0,04 -

Consejo Provincial De Tungurahua - - 0,34 0,33 0,59 0,64 0,12 0,35 0,25 0,19

Ecoelectric 5,46 38,99 40,19 34,75 64,92 61,80 71,41 63,78 57,64 66,96

Ecoluz 31,26 34,82 36,90 29,72 38,43 38,70 40,92 41,19 44,32 27,44

Ecudos 42,13 36,05 30,67 51,02 49,02 50,83 43,67 49,58 49,39 62,64

Electroandina - - 0,06 - - - - - - -

Electrocordova - - 0,10 0,05 0,26 0,13 0,09 0,01 - -

Enermax 35,72 104,50 30,13 36,65 37,36 38,88 34,25 43,62 52,42 55,50

Hidroabanico 212,47 332,75 149,23 126,09 95,23 79,28 80,59 39,25 44,20 60,30

Hidroimbabura 0,01 0,04 - - 0,50 1,99 2,12 0,12 1,56 1,82

Hidrosanbartolo - - - - - - - - 148,21 154,04

Hidroservice - - 0,29 0,05 - - - - - -

I.M. Mejía 9,04 4,71 5,63 7,60 9,88 8,46 7,82 6,95 5,97 2,37

La Internacional 3,41 0,24 1,56 0,31 0,13 0,30 - - - -

Lafarge 1,71 1,29 3,35 6,37 0,38 8,97 6,13 8,71 - -

Manageneración 30,61 38,60 - - - - - - - -


Municipio A. Ante - - 1,57 1,34 1,36 0,31 2,50 2,02 - -


Perlabí 0,30 1,04 1,74 0,42 0,88 0,66 0,19 0,13 0,07 0,22

Repsol 3,83 1,55 - - - - - - - -

San Carlos - - 33,30 29,56 33,33 43,02 39,08 115,80 139,88 300,88

SERMAA EP - - - - - - - - 1,67 4,61

UNACEM - - - - - - - - 13,01 16,85

Vicunha - - - - - - 0,34 0,77 0,94 0,31

Total 381,37 604,78 339,72 325,00 335,94 337,11 331,11 374,96 562,01 756,73

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Autogeneradora 15,11 14,13 19,74 21,24 23,47 23,97 23,19 28,43 40,46 41,86

Distribuidora 87,80 77,73 77,64 69,09 74,67 69,42 67,06 67,53 74,55 59,34

Generadora 562,16 530,04 599,10 624,73 644,84 657,52 752,94 835,52 892,70 887,65

Total 665,08 621,90 696,49 715,06 742,98 750,91 843,18 931,48 1.007,72 988,85

665,08

621,90

696,49 715,06

742,98 750,91

843,18

931,48

1.007,72 988,85

500

600

700

800

900

1.000

1.100

MUSD

123

123

TABLA No. 142: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA

GENERADORA (MUSD)

3.1.1.3. Valor de la energía vendida por las distribuidoras con

generación

Las empresas distribuidoras vendieron energía por 59,36 MUSD en el

2016. Este valor incluye costos fijos según la disponibilidad y costos

variables según la producción de energía.

TABLA No. 143: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON GENERACIÓN (MUSD)

3.1.1.4. Valor de la energía vendida por las empresas

autogeneradoras

En la siguiente tabla se presentan los valores por energía vendida de

empresas autogeneradoras. Con relación al 2007, se registró un

incremento para el 2016 del 176 %.

TABLA No. 144: VALOR DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA

AUTOGENERADORA (kUSD)

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Altgenotec - - - - - - - 0,33 0,37 0,44

Brineforcorp - - - - - - - 0,14 0,56 0,48

CELEC-Coca Codo Sinclair - - - - - - - - 2,83 19,85

CELEC-Electroguayas 97,91 86,05 131,93 173,00 192,88 167,36 217,76 230,20 216,82 180,90

CELEC-Gensur - - - - - - 4,53 6,82 8,30 7,01

CELEC-Hidroagoyán 30,83 38,81 29,60 38,64 30,77 31,22 25,52 26,79 28,86 49,83


CELEC-Hidronación - - - - - 17,94 15,71 26,41 36,13 41,98

CELEC-Hidropaute 155,19 162,88 77,97 61,09 90,08 71,54 43,19 58,41 55,20 113,98

CELEC-Termoesmeraldas 38,97 30,03 43,90 27,14 34,65 92,42 120,23 123,19 132,96 127,66

CELEC-Termogas Machala 56,80 42,42 59,94 67,89 51,24 62,88 65,22 80,02 81,73 78,84

CELEC-Termopichincha 11,02 8,73 27,21 38,04 68,46 82,07 105,67 114,29 141,12 125,07

Ecuagesa - - - - - - - - - 2,49

Elecaustro 13,30 13,85 15,39 13,34 14,32 15,20 14,58 25,43 28,73 24,56

Electrisol - - - - - - - 0,58 0,65 0,63

Electroquil 32,51 19,43 52,86 62,19 38,70 40,19 41,15 38,20 43,37 32,34

EMAAP-Q 5,23 5,05 4,60 5,30 4,24 2,11 2,05 1,75 0,98 1,05

Enersol - - - - - - 0,20 0,27 0,29 0,26

Eolicsa 0,12 0,34 0,41 0,44 0,43 0,31 0,44 0,50 0,44 0,17

Epfotovoltaica - - - - - - 0,49 1,19 1,19 1,23

Gasgreen - - - - - - - - - 1,42

Generoca 12,12 9,17 12,29 12,29 10,89 9,77 10,08 11,04 9,60 7,71

Genrenotec - - - - - - - 0,33 0,43 0,45

Gonzanergy - - - - - - - 0,10 0,62 0,68

Gransolar - - - - - - - 1,06 2,33 2,37

Hidronación 21,50 34,80 24,63 20,51 23,22 - - - - -

Hidropastaza 32,67 39,62 64,53 22,25 11,55 - - - - -

Hidrosibimbe 5,37 4,11 3,56 4,05 4,90 4,71 4,03 4,66 5,07 4,78

Hidrotambo - - - - - - - - - 2,30

Hidrovictoria - - - - - - - - - 0,12

Intervisa Trade 13,76 8,28 12,51 38,30 30,61 17,38 26,48 28,24 33,89 13,92

Lojaenergy - - - - - - - 0,03 0,43 0,63

Renova Loja - - - - - - - 0,02 0,38 0,55

Sabiangosolar - - - - - - - 0,01 0,23 0,53

San Pedro - - - - - - - 0,10 0,63 0,68

Sanersol - - - - - - - 0,10 0,54 0,53

Sansau - - - - - - - 0,28 0,51 0,52

Saracaysol - - - - - - - 0,10 0,54 0,54

Solchacras - - - - - - - 0,06 0,40 0,49

Solhuaqui - - - - - - - 0,06 0,49 0,50

Solsantonio - - - - - - - 0,05 0,46 0,51

Solsantros - - - - - - - 0,10 0,55 0,54

Surenergy - - - - - - - 0,05 0,59 0,59

Termoguayas 34,86 26,46 37,78 40,25 37,88 42,43 55,09 53,80 53,39 37,27

Ulysseas - - - - - - - - - -

Valsolar - - - - - - 0,53 0,53 0,58 0,60

Wildtecsa - - - - - - - 0,28 0,51 0,52

Total 562,16 530,04 599,10 624,73 644,84 657,52 752,94 835,52 892,70 887,65

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

CNEL-Bolívar 0,08 0,22 0,26 0,25 0,19 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

CNEL-El Oro 0,33 0,30 0,08 0,16 - - - - - -

CNEL-Guayaquil - - - - - - - 14,38 47,13 30,97

CNEL-Los Ríos - 0,06 - - - - - - - -

CNEL-Manabí 0,52 0,07 0,45 - - - - - - -

CNEL-Milagro - - - - - - - - - -

CNEL-Sucumbíos - - - - - - - - 0,01 0,02

CNEL-Sta. Elena 0,43 - - - - - - - - -

E.E. Ambato 6,24 1,53 0,71 1,24 1,17 0,43 0,53 0,28 0,27 0,64

E.E. Azogues 1,73 1,60 - - - - - - - -

E.E. Centro Sur 3,20 2,32 - - - - - - - -

E.E. Cotopaxi 7,92 4,46 2,02 1,01 1,30 1,47 1,48 1,10 1,12 1,94

E.E. Galápagos - - - - - - - - - -

E.E. Norte 3,67 3,83 2,11 2,97 2,95 1,98 1,56 1,83 1,19 2,26

E.E. Quito 23,85 32,83 27,88 8,95 28,43 26,06 23,62 21,19 20,25 18,55

E.E. Riobamba 5,65 4,54 3,13 3,34 2,88 2,74 2,17 1,62 1,70 2,38

E.E. Sur 2,30 1,65 3,78 4,61 4,02 3,70 3,24 2,11 2,89 2,59


Total 87,80 77,73 77,64 69,09 74,67 69,42 67,06 67,53 74,57 59,36

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Agua Y Gas De Sillunchi 15,34 6,07 1,08 0,95 0,83 2,17 7,18 8,23 1,24 -

Consejo Provincial De Tungurahua - - 11,73 11,40 19,66 22,33 4,21 12,35 8,95 6,57

Ecoelectric 523,21 3.790,91 3.824,22 3.373,39 6.110,29 5.831,26 6.557,30 6.015,54 5.478,14 5.099,85

Ecoluz 1.219,12 1.357,87 1.436,32 1.388,19 1.835,23 1.850,55 1.970,02 1.924,55 2.031,94 1.289,71

Ecudos 4.072,89 - 2.974,77 4.909,68 4.697,29 4.890,94 4.236,85 4.789,63 4.787,55 5.117,02

Electroandina - - 2,04 - - - - - - -

Electrocordova - - 3,55 1,84 8,96 4,69 3,25 0,50 - -

Enermax 2.016,24 2.024,38 224,99 1.600,32 1.634,15 1.687,09 1.200,48 1.953,12 2.411,03 2.608,47

Hidroabanico 5.330,36 5.955,36 7.207,73 6.251,62 5.121,49 4.043,03 4.110,29 1.927,98 2.084,08 2.834,70

Hidroimbabura 0,32 1,51 - - 36,15 142,42 151,73 8,77 111,65 130,66

Hidrosanbartolo - - - - - - - - 9.203,54 9.566,03

Hidroservice - - 10,14 1,75 - - - - - -

I.M. Mejía 326,10 170,07 203,24 274,34 356,58 451,07 414,69 379,94 275,31 -

La Internacional 95,56 6,69 43,72 8,76 3,67 8,39 - - - -

Lafarge 72,45 68,05 111,35 341,37 20,90 482,69 337,02 461,88 - -

Manageneración 1.018,47 234,86 - - - - - - - -


Municipio A. Ante - - 55,00 46,73 47,49 10,86 115,69 96,36 - -


Perlabí 7,09 25,06 41,84 7,97 21,23 15,94 7,09 5,32 2,85 8,60

Repsol 221,19 87,36 - - - - - - - -

San Carlos - - 3.405,63 2.992,56 3.408,62 4.400,69 3.996,00 10.724,78 13.186,46 13.973,45

SERMAA EP - - - - - - - - 81,84 243,59

UNACEM - - - - - - - - 670,02 867,61

Vicunha - - - - - - 9,38 24,05 18,28 -

Total Costos (kUSD) 15.114,38 14.127,36 19.742,59 21.239,47 23.467,91 23.966,80 23.186,50 28.428,47 40.461,52 41.860,69

124

124

Evolución histórica del sistema nacional de

transmisión (S.N.T.), periodo 2007-2016

Energía recibida, entregada y pérdidas en el S.N.T.

En la siguiente tabla se presenta el balance multianual de CELEC EP -

Transelectric, así como las pérdidas en el S.N.T. En el periodo de análisis,

la energía recibida se incrementó de 13.498,62 GWh a 20.681,38 GWh.

Esto significa un aumento de 53,21 % en los últimos diez años.

De igual manera, las pérdidas del S.N.T., en el mismo periodo, tuvieron

un incremento del 14,85 % al pasar de 509,25 GWh en el 2007 a 584,85

GWh en el 2016. En porcentaje las pérdidas pasaron del 3,77 % en el

2007 a 2,83 % en el 2016.

TABLA No. 145: ENERGÍA RECIBIDA, ENTREGADA Y PÉRDIDAS

EN EL S.N.T.

Fuente: CENACE

FIG. No. 103: PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL S.N.T.

Valores facturados por la empresa transmisora

Por concepto de energía recibida y entregada en el S.N.T. CELEC EP –

TRANSELECTRIC, durante el periodo 2007-2016, se facturó un total de

698,25 MUSD entre cargos fijos y variables. El 97,99 % del total facturado

corresponde al cargo fijo y el 2,01 % al cargo variable.

TABLA No. 146: VALORES FACTURADOS POR CELEC EP-

TRANSELECTRIC

Año

Energía

recibida por

el S.N.T.

(GWh)

Energía

entregada

por el S.N.T.

(GWh)

Pérdidas del

S.N.T.

(GWh)

Porcentaje

de pérdidas

del S.N.T.

(%)

2007 13.498,62 12.989,37 509,25 3,77

2008 14.290,43 13.693,02 597,41 4,18

2009 14.919,05 14.313,63 605,41 4,06

2010 15.745,87 15.232,99 512,88 3,26

2011 16.462,55 15.838,38 624,18 3,79

2012 17.486,28 16.852,06 634,22 3,63

2013 18.089,07 17.544,19 544,87 3,01

2014 19.285,45 18.734,48 550,97 2,86

2015 20.140,84 19.524,00 616,84 3,06

2016 20.681,38 20.096,53 584,85 2,83

13.49914.290

14.91915.746

16.463

17.48618.089

19.28520.141

20.681

3,77 4,18 4,06

3,26 3,79 3,63

3,01 2,86 3,06 2,83

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

22.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

%GWh

Energía Entregada por el S.N.T. Pérdidas del S.N.T.

Energía Recibida por el S.N.T. Porcentaje de Pérdidas del S.N.T. (%)

Cargo fijo Cargo

variableTotal

2007 90,27 14,03 104,30

2008 75,07 75,07

2009 50,07 - 50,07

2010 53,40 - 53,40

2011 61,16 - 61,16

2012 60,33 - 60,33

2013 67,57 - 67,57

2014 65,80 - 65,80

2015 83,38 - 83,38

2016 77,18 - 77,18

Año

Valores facturados por CELEC EP-

Transelectric (MUSD)

125

125

Evolución histórica del consumo de energía

eléctrica, periodo 2007-2016

Compra de energía eléctrica por las empresas

distribuidoras

Las distribuidoras son las encargadas de satisfacer la demanda de

energía eléctrica en sus respectivas áreas de prestación de servicio. Para

lograrlo, estas empresas deben abastecerse de energía eléctrica

mediante la compra por contratos en el sector eléctrico. Se proveen de la

misma, a través del sistema nacional de transmisión -S.N.T.-

(subestaciones y líneas de transmisión de la Corporación Eléctrica del

Ecuador CELEC EP - Transelectric) hasta los sistemas de subtransmisión

y distribución de la empresa, o por abastecimiento con generación propia

A continuación se presenta en detalle la energía comprada y el valor

facturado por la misma desde el 2007 al 2016.

TABLA No. 147: COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LAS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

En el campo de servicios se incluyen valores por energía reactiva,

inflexibilidades o generación obligada, restricciones, potencia y otros.

Los datos expuestos anteriormente exhiben un crecimiento constante en

la compra de energía eléctrica, en concordancia con el incremento de la

demanda, la cual es liquidada por el Operador Nacional de Electricidad

(CENACE).

FIG. No. 104: ENERGÍA COMPRADA POR LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS (GWh)

La compra de energía en el 2016, fue de 21.527,00 GWh. A comparación

con el 2007 se observa un incremento del 59,38%.

Energía disponible en el sistema eléctrico de

distribución

Las distribuidoras reciben la mayor parte de la energía eléctrica que se

dispone por la compra de energía por contratos con las empresas

generadoras. Sin embargo, para ciertas empresas los consumos propios

inyectan energía al sistema y pagan un valor por peaje. Dicha energía no

representa una compra por parte de las empresas distribuidoras, no

obstante, se presenta como disponible para ser consumida por el cliente

o usuario final.

En menor cantidad se compra energía a las empresas autogeneradoras

y a distribuidoras vecinas (energía transferida) para satisfacer la

AñoEnergía Comprada

(GWh)

Facturado por Energía

Comprada (kUSD)Servicios (kUSD)

Transmisión

(kUSD)

Total Facturado

(kUSD)

2007 13.507,02 639.743,33 142.796,40 102.202,35 884.742,09

2008 14.409,17 657.493,66 36.133,03 14.079,71 707.706,40

2009 15.419,84 733.110,06 116.557,31 47.407,69 897.075,06

2010 16.333,02 770.772,63 66.499,28 51.850,26 889.122,16

2011 17.380,53 705.614,52 116.968,70 67.232,44 889.815,66

2012 18.323,11 689.808,51 110.515,51 62.853,78 863.177,80

2013 19.174,93 788.709,17 170.677,81 71.427,75 1.030.814,73

2014 20.404,36 821.250,84 208.221,68 71.363,07 1.100.835,59

2015 21.541,40 855.037,88 210.467,92 82.144,52 1.147.650,32

2016 21.527,00 838.337,11 154.849,45 75.117,13 1.068.303,69

126

126

demanda de pequeñas localidades que estando dentro del área de

prestación de servicio, el sistema eléctrico no puede atender.

También existen casos en los que se puede disponer de energía

generada por la distribuidora y que a su vez, no es incorporada al sistema

interconectado, pues se suministra energía eléctrica a sistemas aislados.

En la siguiente tabla se observa el total de la energía disponible del 2007

al 2016.

TABLA No. 148: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN

En lo que respecta a la energía transferida se incluyen los valores que

corresponden a la compra o venta de energía a distribuidoras vecinas y

a la compra a autogeneradoras que se realiza de forma particular.

La energía disponible en el sistema de distribución del país, presenta un

crecimiento constante y siempre es mayor a la energía que compran las

empresas distribuidoras.

FIG. No. 105: ENERGÍA DISPONIBLE EN EL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN (GWh)

La energía puesta a disposición para el consumo eléctrico durante el

2016 fue de 22.042,28 GWh. Esta cifra representó un incremento del

0,21% respecto al 2015, y del 52,78 % respecto al 2006.

Facturación a clientes regulados

La demanda de energía eléctrica de las empresas distribuidoras fue de

18.897,42 GWh en el 2016. Esto representó un incremento del 5,48 %

con relación al año anterior y del 87,77 % en relación al 2007. El sector

residencial representa un 37,60 % de la demanda nacional de energía

eléctrica de clientes regulados.

AñoEnergía recibida

(GWh)

Energía Transferida

(GWh)

Energía Generada No

Incorporada (GWh)

Energía Disponible

(GWh)

2007 14.298,88 26,72 102,12 14.427,72

2008 15.175,52 23,94 60,13 15.259,58

2009 15.856,82 12,83 109,05 15.978,70

2010 16.659,18 21,28 143,58 16.824,04

2011 17.743,55 31,92 107,41 17.882,88

2012 18.612,92 28,54 79,48 18.720,95

2013 19.440,14 35,95 61,66 19.537,75

2014 20.817,26 38,40 71,98 20.927,65

2015 21.896,47 34,89 63,75 21.995,11

2016 21.980,42 22,68 35,20 22.042,28

127

127

TABLA No. 149: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR GRUPO

DE CONSUMO (GWh)

La energía demandada para consumo eléctrico de clientes regulados,

presenta un crecimiento constante a lo largo de los años. Esta tendencia

representa una mayor compra de energía por parte de las empresas

distribuidoras y obedece al crecimiento del número de clientes regulados

en el país.

FIG. No. 106: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)

Los siguientes datos muestran la demanda de energía eléctrica por

provincia, donde se puede apreciar que Guayas y Pichincha son las

provincias de mayor consumo de energía eléctrica.

TABLA No. 150: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

PROVINCIA (GWh)

Esta información demuestra que las distintas provincias del Ecuador, en

general, incrementaron la demanda de energía eléctrica. Al clasificarla

por regiones se puede constatar que la Costa representa un 56,89%, la

Sierra un 40,02%, la Amazónica un 2,77%, la Insular un 0,25% y las

zonas no delimitadas un 0,06 %.

Año Residencial Comercial IndustrialAlumbrado

PúblicoOtros Total

2007 4.095,19 2.204,74 1.782,05 765,46 1.216,52 10.063,95

2008 4.384,86 2.367,52 2.063,69 806,40 1.524,20 11.146,68

2009 4.672,28 2.527,84 3.675,60 819,57 1.045,50 12.740,80

2010 5.114,18 2.672,01 4.110,20 812,03 1.061,30 13.769,73

2011 5.350,95 2.955,49 4.480,50 882,97 1.261,22 14.931,12

2012 5.628,67 3.209,14 4.685,93 913,08 1.411,18 15.847,99

2013 5.881,39 3.485,54 4.684,27 963,73 1.728,01 16.742,94

2014 6.364,00 3.785,72 4.974,56 1.023,34 1.810,68 17.958,30

2015 6.927,71 3.981,06 4.972,67 1.081,32 1.979,83 18.942,59

2016 7.104,85 3.838,26 4.778,08 1.127,10 2.049,14 18.897,42

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Azuay 755,18 803,65 850,19 886,13 933,40 945,76

Bolívar 59,98 65,84 68,66 72,82 77,30 82,65

Cañar 156,53 163,89 170,58 180,24 185,85 193,70

Carchi 68,68 69,10 74,05 77,11 81,26 84,57

Chimborazo 257,78 276,38 302,97 321,06 334,63 342,93

Cotopaxi 367,62 396,11 405,53 450,92 444,86 429,36

El Oro 546,33 608,40 651,21 729,64 801,98 831,02

Esmeraldas 378,72 433,57 429,82 450,40 445,45 450,46

Galápagos 32,52 36,20 36,53 42,09 47,98 47,01

Guayas 5.618,22 5.892,87 6.263,78 6.804,50 7.206,58 7.149,03

Imbabura 262,75 258,88 276,68 300,64 308,67 306,19

Loja 202,03 215,32 226,73 243,90 253,09 264,15

Los Ríos 435,82 474,80 507,71 570,00 619,96 628,75

Manabí 1.017,08 1.112,98 1.170,74 1.289,60 1.404,03 1.329,95

Morona Santiago 52,54 56,30 59,70 60,73 63,97 66,66

Napo 48,93 52,12 56,13 62,07 65,58 69,80

Orellana 64,87 75,10 86,51 112,51 118,75 115,41

Pastaza 40,84 43,42 47,52 49,73 51,53 54,34

Pichincha 3.532,81 3.695,12 3.852,72 3.926,67 4.015,85 3.987,27

Santa Elena 233,75 258,11 274,32 327,35 363,81 362,42


Sucumbíos 100,01 114,96 131,77 145,34 161,26 169,14

Tungurahua 382,77 407,22 438,71 458,15 485,79 496,63

Zamora Chinchipe 34,62 37,33 39,15 44,90 47,72 48,47

Zonas no delimitadas 5,65 5,98 6,08 7,52 9,41 12,11

Total 14.931,12 15.847,99 16.742,94 17.958,30 18.942,59 18.897,43

ProvinciaAño

128

128

FIG. No. 107: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGION

(GWh)

La facturación de la energía eléctrica en millones de dólares se presenta

a continuación por grupo de consumo. En el 2016 se facturó un total de

1.863,06 MUSD, lo cual demuestra que se incrementó en un 3,64%

respecto del año anterior.

TABLA No. 151: FACTURACION DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

GRUPO DE CONSUMO (MUSD)

La facturación de energía eléctrica presenta un crecimiento que se

evidencia en el consumo de los clientes de las empresas distribuidoras.

FIG. No. 108: FACTURACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MUSD)

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016

GW

h

Región Costa Región Sierra Región Amazónica Región Insular y Zonas no delimitadas

14.93115.848

16.743

17.95818.943 18.897


PúblicoOtros Total

2007 394,67 180,23 132,96 91,63 89,44 888,93

2008 410,26 189,92 148,33 91,91 107,87 948,30

2009 422,56 195,83 234,49 86,26 73,81 1.012,94

2010 471,47 209,64 268,26 80,08 62,22 1.091,66

2011 504,24 231,39 286,18 89,76 78,06 1.189,61

2012 540,47 251,60 298,00 103,15 90,09 1.283,32

2013 557,29 269,62 298,89 122,20 108,73 1.356,73

2014 634,60 337,53 380,40 129,93 129,36 1.611,82

2015 711,98 383,85 418,57 138,19 145,10 1.797,70

2016 726,99 398,96 453,52 138,19 145,41 1.863,06

129

129

TABLA No. 152: FACTURACION DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR

PROVINCIA (MUSD)

La facturación de energía eléctrica presenta la siguiente distribución

regional en el 2016: la Costa representa un 56,31% del total de la

facturación, la Sierra representa el 40,48%, la Amazónica el 2,87%, la

Insular el 0,27 % y las zonas no delimitadas representan el 0,07 %.


REGIÓN (MUSD)

Recaudación de valores facturados por las empresas

distribuidoras a clientes regulados

La recaudación del 2016, fue de 1.762,02 MUSD, valor que no considera

los subsidios de energía. En relación al año anterior se presenta un

incremento del 3,76%

TABLA No. 153: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR


FIG. No. 110: RECAUDACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR


2011 2012 2013 2014 2015 2016

Azuay 63,41 67,45 70,49 82,42 91,23 97,90

Bolívar 6,22 6,30 6,26 7,16 7,91 8,25

Cañar 12,99 13,63 14,05 16,73 18,22 19,93

Carchi 6,24 6,41 6,85 7,68 8,43 8,97

Chimborazo 23,03 24,58 27,13 31,41 34,71 36,62

Cotopaxi 28,33 30,47 31,72 38,93 42,21 44,04

El Oro 47,91 53,41 56,95 69,87 80,22 84,46

Esmeraldas 31,81 36,37 37,88 36,45 38,43 43,73

Galápagos 2,93 3,21 3,50 4,40 5,07 5,11

Guayas 415,55 454,17 475,72 586,84 662,49 693,85

Imbabura 23,69 24,02 25,43 29,81 32,01 32,08

Loja 19,66 21,08 22,30 25,93 27,74 28,84

Los Ríos 39,91 44,83 47,39 58,84 58,54 61,65

Manabí 82,10 91,28 93,12 112,96 130,90 123,90

Morona Santiago 4,82 5,14 5,43 6,04 6,67 6,91

Napo 4,19 4,47 4,79 5,75 6,36 6,90

Orellana 6,25 6,83 7,78 10,61 11,67 11,55

Pastaza 3,57 3,80 4,11 4,77 5,17 5,43

Pichincha 274,97 286,31 303,41 344,26 374,62 380,46

Santa Elena 21,68 24,57 26,68 30,08 39,62 41,46


Sucumbíos 9,58 10,39 12,13 14,86 16,44 17,52

Tungurahua 35,32 37,05 39,28 44,79 48,86 50,47

Zamora Chinchipe 3,25 3,44 3,62 4,57 5,11 5,24

Zonas no delimitadas 0,52 0,55 0,56 0,74 0,93 1,21

Total 1.189,61 1.283,32 1.356,73 1.611,82 1.797,70 1.863,06

ProvinciaAño

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016

MU

SD

Región Costa Región Sierra Región Amazónica Región Insular y Zonas no delimitadas

1.189,61

1.283,321.356,73

1.611,82

1.797,701.863,06


PúblicoOtros Total

2007 367,31 173,84 132,56 72,20 71,75 817,67

2008 383,07 187,22 150,14 76,57 90,92 887,92

2009 396,11 194,89 229,15 82,61 64,18 966,94

2010 443,49 204,62 250,36 74,75 79,88 1.053,09

2011 484,18 231,04 284,75 82,93 86,19 1.169,09

2012 475,32 247,20 297,77 105,09 104,91 1.230,29

2013 492,76 267,19 296,33 121,13 115,74 1.293,16

2014 565,66 333,70 374,29 129,44 123,90 1.526,99

2015 633,06 380,71 415,10 134,91 134,35 1.698,14

2016 653,40 393,57 446,52 135,57 132,96 1.762,02

130

130

Facturación a clientes no regulados

La energía facturada a los clientes no regulados para el 2016 fue de

453,30 GWh.

TABLA No. 154: ENERGÍA Y POTENCIA FACTURADA A CLIENTES

NO REGULADOS

FIG. No. 111: VALOR PEAJE POR ENERGÍA Y POTENCIA

FACTURADA A CLIENTES NO REGULADOS (kUSD)

Evolución histórica de pérdidas en el sistema de

distribución, periodo 2007-2016

Pérdidas de energía eléctrica de las empresas

distribuidoras

Las pérdidas totales de los sistemas de distribución constituyen la energía

que se desaprovecha en cada una de las etapas funcionales

(subestaciones, redes de media tensión, transformadores de distribución,

redes secundarias, luminarias, acometidas y medidores).

Estas pérdidas pueden ser de origen técnico o no técnico. Cada una de

las empresas de distribución tiene como objetivo disminuir esta afectación

mediante la aplicación de planes a nivel técnico, los cuales abarcan el

mejoramiento de infraestructura, operación y aspectos comerciales.

TABLA No. 155: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN

DISTRIBUCIÓN

Los datos analizados demuestran que las pérdidas del sistema presentan

un continuo decrecimiento a lo largo de los años. Por ejemplo, el

porcentaje de energía perdida en el 2007 fue de 21,42% lo que representa

una disminución de 9,21 puntos porcentuales con relación al 2017.

Año Energía (MWh) Potencia (MW) Valor Peaje por

Energía (kUSD)

Valor Peaje por

Potencia (kUSD)

Valor Total Peaje

y Otros (kUSD)

2007 1.696.266,88 3.115,29 985,39 3.977,68 5.418,53

2008 1.354.672,74 293,93 988,47 3.733,83 5.179,25

2009 642.539,01 2.783,78 989,79 2.320,48 3.345,51

2010 491.006,74 1.159,87 776,11 2.216,87 2.992,98

2011 542.903,09 1.158,78 721,59 2.513,59 3.235,39

2012 326.548,42 751,39 408,98 1.692,83 2.102,29

2013 329.068,60 1.748,83 376,39 2.037,99 2.415,16

2014 378.873,07 866,40 452,51 2.284,46 2.738,42

2015 387.763,65 896,79 530,97 2.231,67 2.764,32

2016 453.302,94 1.065,10 542,38 3.983,88 4.528,29

985,39

988,47

989,79

776,11

721,59

408,98

376,39

452,51

530,97

542,38

3.977,68

3.733,83

2.320,48

2.216,87

2.513,59

1.692,83

2.037,99

2.284,46

2.231,67

3.983,88

- 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Valor Peaje por Energía (kUSD) Valor Peaje por Potencia (kUSD)

Año

Disponible en

el Sistema

(GWh)

Pérdidas del

Sistema (GWh)

Pérdidas

Técnicas del

Sistema (GWh)

Pérdidas No

Técnicas del

Sistema (GWh)

Pérdidas del

Sistema

(%)

2007 14.427,72 3.089,83 1.335,65 1.754,18 21,42

2008 15.259,58 2.993,08 1.421,21 1.571,87 19,61

2009 15.978,70 2.765,27 1.499,10 1.266,17 17,31

2010 16.824,04 2.747,43 1.499,79 1.247,64 16,33

2011 17.882,88 2.634,08 1.560,95 1.073,13 14,73

2012 18.720,95 2.546,06 1.606,80 939,26 13,60

2013 19.537,75 2.465,26 1.641,35 823,91 12,62

2014 20.927,65 2.590,09 1.738,73 851,37 12,38

2015 21.995,11 2.664,37 1.801,78 862,59 12,11

2016 22.042,28 2.690,94 1.786,48 904,46 12,21

131

131

FIG. No. 112: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN

DISTRIBUCIÓN (%)

Según la información reportada a la ARCONEL, las pérdidas de carácter

técnico alcanzan el 8,10 %, mientras que las de tipo no técnico suman el

4,10 %. Se puede evidenciar una gran disminución en cuanto a las

pérdidas no técnicas del sistema, pues en el 2016 han disminuido un 8,06

puntos porcentuales en relación al 2007.

Comparativo de pérdidas y energía disponible

En la siguiente tabla se presenta un análisis comparativo entre la energía

perdida y la disponible en los años 2015 y 2016. En esta se muestra que

la energía disponible y las pérdidas en energía han crecido 0,21 % y 1,00

%, respectivamente. Las pérdidas porcentuales presentan la situación

real de cuánto se está perdiendo en función de lo disponible,

evidenciándose un aumento de 0,1 %.

TABLA No. 156: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA

ELÉCTRICA DISPONIBLE 2015 - 2016

FIG. No. 113: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2015 - 2016

El siguiente análisis comparativo que se realiza entre las pérdidas y la

disponibilidad de energía, entre el 2007 y el 2016, evidencia una

disminución de 9,21 % en las pérdidas porcentuales del sistema.

9,2

6

9,3

1

9,3

8

8,9

1

8,7

3

8,5

8

8,4

0

8,3

1

8,1

9

8,1

0

12

,16

10

,30

7,9

2

7,4

2

6,0

0

5,0

2

4,2

2

4,0

7

3,9

2

4,1

0

21,42

19,61

17,31 16,33

14,73

13,60 12,62 12,38 12,11 12,21

0

5

10

15

20

25

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

3

201

4

201

5

201

6

(%)

Suma de Perdidas Tecnicas (%) Suma de Perdidas No Tecnicas (%)

Pérdidas Sistema (%)

Disponible

en el

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(%)

Disponible

en el

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(%)

CNEL-Bolívar 84,09 7,70 9,16 87,50 5,74 6,56 (2,60)

CNEL-El Oro 1.069,11 159,51 14,92 1.119,03 168,64 15,07 0,15

CNEL-Esmeraldas 562,80 131,46 23,36 570,31 129,77 22,75 (0,60)

CNEL-Guayaquil 5.700,38 655,45 11,50 5.571,67 654,73 11,75 0,25

CNEL-Guayas Los Ríos 2.042,83 312,23 15,28 2.141,23 326,17 15,23 (0,05)

CNEL-Los Ríos 432,34 86,65 20,04 444,09 87,33 19,67 (0,38)

CNEL-Manabí 1.715,32 414,42 24,16 1.625,34 391,58 24,09 (0,07)

CNEL-Milagro 663,72 118,89 17,91 684,05 127,10 18,58 0,67

CNEL-Sta. Elena 666,30 98,41 14,77 667,60 101,27 15,17 0,40

CNEL-Sto. Domingo 665,39 77,82 11,70 673,34 76,01 11,29 (0,41)

CNEL-Sucumbíos 330,66 51,34 15,53 331,29 51,39 15,51 (0,01)

CNEL EP 13.932,95 2.113,88 15,17 13.915,44 2.119,76 15,23 0,06

E.E. Ambato 630,20 40,79 6,47 644,31 37,37 5,80 (0,67)

E.E. Azogues 108,89 4,94 4,54 110,19 4,68 4,25 (0,29)

E.E. Centro Sur 1.069,38 79,82 7,46 1.078,27 76,85 7,13 (0,34)

E.E. Cotopaxi 549,26 41,07 7,48 537,00 45,81 8,53 1,05

E.E. Galápagos 52,51 4,54 8,64 51,76 4,75 9,17 0,54

E.E. Norte 573,12 53,02 9,25 575,89 53,15 9,23 (0,02)

E.E. Quito 4.364,96 247,73 5,68 4.395,81 271,29 6,17 0,50

E.E. Riobamba 367,46 40,00 10,89 377,83 41,39 10,96 0,07

E.E. Sur 346,38 38,57 11,14 355,78 35,89 10,09 (1,05)

Total 21.995,11 2.664,37 12,11 22.042,28 2.690,94 12,21 0,09

Empresa

2015 2016

Variación

(%)

2423

20

18

16 15 15 15

12 11 11 11

9 99

7 7

66

5

24

23

20

19

16 15 15 15

1112

1011

9

7

99

7

6 6

4

-

5

10

15

20

25

CN

EL

-Man

abí

CN

EL

-Esm

era

lda

s

CN

EL

-Los R

íos

CN

EL

-Mila

gro

CN

EL

-Su

cu

mb

íos

CN

EL

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aya

s L

os R

íos

CN

EL

-El O

ro

CN

EL

-Sta

. E

lena

CN

EL

-Sto

. D

om

ing

o

CN

EL

-Gu

aya

quil

E.E

. S

ur

E.E

. R

iob

am

ba

E.E

. N

ort

e

CN

EL

-Bo

líva

r

E.E

. G

alá

pag

os

E.E

. C

oto

paxi

E.E

. C

en

tro

Sur

E.E

. A

mb

ato

E.E

. Q

uito

E.E

. A

zo

gue

s

(%)

Pérdidas Sistema 2015 (%) Pérdidas Sistema 2016 (%)

Pérdidas Nacionales 201512,11 %


132

132

TABLA No. 157: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA

ELÉCTRICA DISPONIBLE 2006 - 2015

FIG. No. 114: COMPARATIVO DE PÉRDIDAS 2006 - 2015

Evolución histórica de precios medios, periodo

2007-2016

Precio medio de la energía vendida por tipo de empresa

y transacción

En las siguientes tablas se presentan los precios medios por tipo de

empresa y transacción para el periodo 2007-2016. En estas se visualiza

que el precio medio para el 2016 se situó en 4,32 USD ¢/kWh. En ese

mismo año, las empresas generadoras registraron un precio medio de

4,17 USD ¢/kWh, en tanto que las distribuidoras con generación

presentaron un valor de 7,26 USD ¢/kWh y las autogeneradoras con 5,53

¢/kWh.

Disponible

en el

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(%)

Disponible

en el

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Sistema

(%)

CNEL-Bolívar 56,22 11,72 20,84 87,50 5,74 6,56 (14,28)

CNEL-El Oro 563,44 147,32 26,15 1.119,03 168,64 15,07 (11,08)

CNEL-Esmeraldas 372,65 119,63 32,10 570,31 129,77 22,75 (9,35)

CNEL-Guayaquil - - - 5.571,67 654,73 11,75 11,75

CNEL-Guayas Los Ríos 1.037,92 376,54 36,28 2.141,23 326,17 15,23 (21,05)

CNEL-Los Ríos 272,71 90,32 33,12 444,09 87,33 19,67 (13,45)

CNEL-Manabí 1.097,99 452,76 41,24 1.625,34 391,58 24,09 (17,14)

CNEL-Milagro 508,65 165,96 32,63 684,05 127,10 18,58 (14,05)

CNEL-Sta. Elena 362,15 76,86 21,22 667,60 101,27 15,17 (6,05)

CNEL-Sto. Domingo 347,83 60,39 17,36 673,34 76,01 11,29 (6,07)

CNEL-Sucumbíos 148,31 59,77 40,30 331,29 51,39 15,51 (24,79)

CNEL EP 4.767,87 1.561,27 32,75 13.915,44 2.119,76 15,23 (17,51)

E.E. Ambato 412,78 48,70 11,80 644,31 37,37 5,80 (6,00)

E.E. Azogues 88,38 4,58 5,18 110,19 4,68 4,25 (0,93)

E.E. Centro Sur 692,74 65,38 9,44 1.078,27 76,85 7,13 (2,31)

E.E. Cotopaxi 307,46 37,45 12,18 537,00 45,81 8,53 (3,65)

E.E. Galápagos 25,15 1,35 5,38 51,76 4,75 9,17 3,80

E.E. Norte 404,16 51,63 12,77 575,89 53,15 9,23 (3,54)

E.E. Quito 3.224,04 320,01 9,93 4.395,81 271,29 6,17 (3,75)

E.E. Riobamba 234,12 35,76 15,28 377,83 41,39 10,96 (4,32)

E.E. Sur 217,05 27,79 12,80 355,78 35,89 10,09 (2,72)

Eléctrica de Guayaquil 4.053,96 935,92 23,09 - - - (23,09)

Total 14.427,72 3.089,83 21,42 22.042,28 2.690,94 12,21 (9,21)

Empresa

2007 2016

Variación

(%)

41

3233 33

40

36

21

26

23

17

15

13 13

5

12

9

21

1012

5

2423

2019

16 15 15 15

12 11 1110

9 9 97 7 6 6

4

-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

CN

EL

-Man

abí

CN

EL

-Esm

era

lda

s

CN

EL

-Los R

íos

CN

EL

-Mila

gro

CN

EL-S

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CN

EL

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aya

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íos

CN

EL

-Sta

. E

lena

CN

EL

-El O

ro

CN

EL

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aya

quil

CN

EL

-Sto

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om

ing

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E.E

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iob

am

ba

E.E

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ur

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E.E

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alá

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E.E

. C

oto

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E.E

. C

en

tro

Sur

CN

EL

-Bo

líva

r

E.E

. Q

uito

E.E

. A

mb

ato

E.E

. A

zo

gue

s

(%)

Pérdidas Sistema 2007 (%) Pérdidas Sistema 2016 (%)


Pérdidas Nacionales 2016

12,21 %

133

133

TABLA No. 158: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE

TRANSACCIÓN (1/2)

TABLA No. 159: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA POR TIPO DE

TRANSACCIÓN (2/2)

TABLA No. 160: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR

TIPO DE EMPRESA (USD ¢/kWh)

AñoTipo de

Empresa

Tipo de

Transacción

Energía

vendida

(GWh)

Total Costos

(MUSD)

Precio medio

(USD ¢/kWh)

2007 Generadora Contratos 9.305,02 329,65 3,54

2007 Generadora T. de corto plazo 3.650,78 232,52 6,37

2007 Distribuidora Contratos 590,20 26,40 4,47

2007 Distribuidora T. de corto plazo 1.027,16 61,40 5,98

2007 Autogeneradora Contratos 233,69 6,08 2,60

2007 Autogeneradora T. de corto plazo 147,68 9,03 6,12

2007 GCCP T. de corto plazo 25,69 2,63 10,23

14.980,23 667,70 4,46




2008 Distribuidora T. de corto plazo 1.103,69 62,17 5,63



2008 GCCP T. de corto plazo 24,72 2,53 10,23

15.987,11 624,43 3,91



2009 Generadora Otros 0,40 0,02 3,94


2009 Distribuidora T. de corto plazo 852,63 40,18 4,71

2009 Distribuidora Otros 0,04 0,00 9,99



2009 Autogeneradora Otros 4,14 0,04 1,01

15.131,01 696,49 4,60


2010 Generadora T. de corto plazo 102,16 0,20 0,20







15.421,31 715,06 4,64


2011 Generadora T. de corto plazo - - -







16.900,57 742,98 4,40



Total 2007

Total 2008

Total 2009

Total 2010

Total 2011

AñoTipo de

Empresa

Tipo de

Transacción

Energía

vendida

(GWh)

Total Costos

(MUSD)

Precio medio

(USD ¢/kWh)







18.928,56 750,91 3,97










19.424,07 843,18 4,34










20.295,16 931,48 4,59










21.954,24 1.007,72 4,59









22.872,07 988,85 4,32

Total 2014

Total 2015

Total 2016

Total 2012

Total 2013

Tipo 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Generadora 4,34 3,81 4,43 4,56 4,20 3,78 4,19 4,47 4,41 4,17

Distribuidora con generación 5,43 5,38 6,19 4,96 6,21 5,91 5,95 5,59 6,61 7,26

Autogeneradora 3,96 2,34 5,81 6,54 6,99 7,11 7,00 7,58 7,20 5,53

134

134

FIG. No. 115: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA GENERADA POR

TIPO DE EMPRESA


generadoras

El precio medio de la energía vendida por las empresas generadoras para

el 2016 fue de 4,17 USD ¢/kWh.



En la TABLA No. 162 se presenta la evolución de los precios medios de

las empresas de generación eléctrica durante el periodo 2007-2016.

Estos valores se situaron en el rango de 1,00 USD ¢/kWh hasta 18,09

USD ¢/kWh. A partir del 2013 se visualizan cifras que ascienden a 40,03

USD ¢/kWh y que corresponden a la tarifa de centrales de generación

fotovoltaica.

En la FIG. No. 116 se pueden apreciar los valores históricos de los

precios medios totales a nivel de empresas de generación, se observa a

partir del 2013 un incremento de 4,19 USD ¢/kWh a 4,47 USD ¢/kWh

relacionado con el ingreso de nuevas centrales fotovoltaicas.

TABLA No. 162: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR EMPRESA GENERADORA (USD ¢/kWh)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Generadora 4,34 3,81 4,43 4,56 4,20 3,78 4,19 4,47 4,41 4,17

Distribuidora 5,43 5,38 6,19 4,96 6,21 5,91 5,95 5,59 6,61 7,26

Autogeneradora 3,96 2,34 5,81 6,54 6,99 7,11 7,00 7,58 7,20 5,53

1

2

3

4

5

6

7

8

USD ¢/kWh

Año

Energía

Vendida

(GWh)

Total Costo

de Energía

(MUSD)

Precio

medio

(USD

2007 12.955,80 562,16 4,34

2008 13.913,46 530,04 3,81

2009 13.537,78 599,10 4,43

2010 13.703,45 624,73 4,56

2011 15.362,56 644,84 4,20

2012 17.416,93 657,52 3,78

2013 17.965,72 752,94 4,19

2014 18.712,17 835,52 4,47

2015 20.264,82 892,70 4,41

2016 21.254,10 884,91 4,16

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Altgenotec - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Brineforcorp - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

CELEC-Coca Codo Sinclair - - - - - - - - 1,96 0,61

CELEC-Electroguayas 6,17 5,96 6,90 6,28 8,89 8,53 8,76 8,51 9,10 9,46

CELEC-Gensur - - - - - - 9,13 9,13 9,13 9,13

CELEC-Hidroagoyán 2,70 2,75 2,48 3,66 2,84 1,34 0,99 1,06 1,01 2,06


CELEC-Hidronación - - - - - 1,73 1,92 2,83 2,90 3,47

CELEC-Hidropaute 3,06 2,63 1,65 1,42 1,34 1,01 0,74 0,96 0,79 1,66

CELEC-Termoesmeraldas 4,34 4,80 4,65 6,04 4,82 6,68 7,07 6,94 7,77 9,31

CELEC-Termogas Machala 6,23 5,67 6,65 6,73 7,29 5,16 4,56 5,01 5,54 5,48

CELEC-Termopichincha 6,50 6,01 9,90 10,54 9,22 9,68 10,29 10,31 11,58 11,85

Ecuagesa - - - - - - - - - 6,88

Elecaustro 4,67 4,23 5,38 5,84 4,63 3,93 3,15 5,34 5,55 5,74

Electrisol - - - - - - - 40,03 39,90 40,03

Electroquil 7,68 7,49 10,02 12,48 17,45 18,09 16,53 14,22 11,93 14,01

EMAAP-Q 4,12 4,11 3,72 6,82 3,73 1,97 1,68 1,66 0,95 1,13

Enersol - - - - - - 39,76 40,04 46,13 40,03

Eolicsa 12,82 12,82 12,82 12,82 12,82 12,82 12,82 12,82 13,21 12,81

Epfotovoltaica - - - - - - 40,03 39,76 40,03 40,03

Gasgreen - - - - - - - - - 11,00

Generoca 6,57 6,13 7,43 7,54 8,04 8,07 8,18 8,70 8,63 9,05

Genrenotec - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Gonzanergy - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Gransolar - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Hidronación 3,93 4,11 4,04 2,69 3,58 - - - - -

Hidropastaza 4,06 4,13 6,13 2,16 1,28 - - - - -

Hidrosibimbe 6,01 4,83 3,99 4,67 4,75 4,76 4,78 4,78 4,85 4,86

Hidrotambo - - - - - - - - - 7,17

Hidrovictoria - - - - - - - - - 6,97

Intervisa Trade 7,20 6,12 9,16 11,68 13,39 28,71 7,46 16,14 11,46 11,50

Lojaenergy - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Renova Loja - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Sabiangosolar - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

San Pedro - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Sanersol - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Sansau - - - - - - - 40,03 39,27 39,75

Saracaysol - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Solchacras - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Solhuaqui - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Solsantonio - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Solsantros - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Surenergy - - - - - - - 40,03 40,03 40,03

Termoguayas 6,63 5,88 6,54 6,76 7,00 7,76 8,70 8,63 8,57 7,16

Ulysseas - - - - - - - - - -

Valsolar - - - - - - 40,03 40,03 40,03 40,03

Wildtecsa - - - - - - - 40,03 40,00 15,53

Total 4,34 3,81 4,43 4,56 4,20 3,78 4,19 4,47 4,41 4,17

135

135

FIG. No. 116: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA VENDIDA POR LAS



distribuidoras con generación

El precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras que

cuentan con generación de energía eléctrica para el 2016 fue 6,93 USD

¢/kWh.


LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

El precio medio de la energía vendida por las empresas distribuidoras con

generación es en bornes de generación.


EMPRESA DISTRIBUIDORA CON GENERACIÓN (USD ¢/kWh)

Precio medio de la energía comprada por las empresas

distribuidoras

El costo promedio de la energía comprada por las empresas

distribuidoras es de 4,96 USD ¢/kWh, en el 2016. Esta cifra ha variado a

lo largo del tiempo y ha disminuido un 24,27 % en relación al 2007.

TABLA No. 165: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA POR


2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Precio Medio 4,34 3,81 4,43 4,56 4,20 3,78 4,19 4,47 4,41

3,5

3,7

3,9

4,1

4,3

4,5

USD ¢/kWh

AñoEnergía Vendida

(GWh)

Total Costo de

Energía (MUSD)

Precio Medio

(USD ¢/kWh)

2007 1.617,37 87,80 5,43

2008 1.444,15 77,73 5,38

2009 1.253,51 77,64 6,19

2010 1.392,73 69,09 4,96

2011 1.202,08 74,67 6,21

2012 1.174,52 69,42 5,91

2013 1.127,25 67,06 5,95

2014 1.208,03 67,53 5,59

2015 1.127,57 74,57 6,61

2016 856,65 59,36 6,93

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

CNEL-Bolívar 5,35 5,16 7,70 5,62 8,40 0,54 9,99 9,99 9,99 9,99

CNEL-El Oro 8,25 8,37 4,37 - - - - - - -

CNEL-Guayaquil - - - - - - - 9,74 11,75 14,23

CNEL-Los Ríos - 9,30 - - - - - - - -

CNEL-Manabí 9,06 8,98 9,00 - - - - - - -

CNEL-Milagro - - - - - - - - - -

CNEL-Sta. Elena 9,00 - - - - - - - - -

CNEL-Sucumbíos - - - - - - - - 8,11 8,26

E.E. Ambato 5,87 5,23 4,62 12,13 12,45 3,33 5,07 2,76 2,07 5,35

E.E. Azogues 3,72 3,72 - - - - - - - -

E.E. Centro Sur 4,43 5,58 - - - - - - - -

E.E. Cotopaxi 4,85 4,91 4,71 2,61 2,60 3,30 2,99 2,20 2,18 4,02

E.E. Norte 6,21 5,63 4,12 5,64 4,26 3,71 2,84 2,83 2,13 4,29

E.E. Quito 4,60 5,24 4,72 1,63 4,64 4,85 4,61 3,90 4,21 4,54

E.E. Riobamba 5,72 4,95 3,19 3,25 3,00 2,59 2,34 1,61 1,68 2,55

E.E. Sur 7,25 6,74 7,74 11,91 13,01 13,18 9,57 7,86 12,42 10,80


Total 5,43 5,38 6,19 4,96 6,21 5,91 5,95 5,59 6,61 6,93

AñoEnergía

Comprada (GWh)

Total Facturado

(MUSD)

Precio Medio

(USD ¢/kWh)

2007 13.507,02 884,74 6,55

2008 14.409,17 707,71 4,91

2009 15.419,84 897,08 5,82

2010 16.333,02 889,12 5,44

2011 17.380,53 889,82 5,12

2012 18.323,11 863,18 4,71

2013 19.174,93 1.030,81 5,38

2014 20.404,36 1.100,84 5,40

2015 21.541,40 1.147,65 5,33

2016 21.527,00 1.068,30 4,96

136

136

FIG. No. 117: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA COMPRADA

Precio medio de la energía facturada a clientes

regulados

En el 2016 el precio medio de la energía facturada a clientes regulados

fue de 9,86 USD ¢/kWh, se evidencia un incremento de 3,9 % con

respecto al 2015.

TABLA No. 166: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA

POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

FIG. No. 118: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA FACTURADA POR


Interconexiones

Importación de energía

De la información reportada se observa que durante el periodo 2009-2011

se debió importar energía resultado del estiaje en las cuencas de las

principales centrales hidroeléctricas del país. A partir del 2014 se

evidencia una reducción en la importación debido a la entrada en

operación de varios proyectos de generación renovable y no renovable.

Esta realidad cambiará aún más a futuro cuando entren en operación las

ocho centrales hidroeléctricas emblemáticas.

TABLA No. 167: ENERGÍA IMPORTADA POR TIPO DE

TRANSACCIÓN (GWh)

Durante el periodo 2007-2016, se registró que el 96,44 % de la

importación corresponde a lo aportado por Colombia y el 3,56 % restante

13.507,02

14.409,17

15.419,84

16.333,02

17.380,53

18.323,11

19.174,93

20.404,36

21.541,40 21.527,00

6,55

4,91

5,82

5,44

5,12

4,71

5,38 5,40 5,33

4,96

-

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

US

D ¢

/kW

h

GW

h

Energía Comprada (GWh) Precio Medio (USD ¢/kWh)

Año

Energía

Facturada

(GWh)

Total

Facturado

(MUSD)

Precio Medio

(USD ¢/kWh)

2007 10.063,95 888,93 8,83

2008 11.146,68 948,30 8,51

2009 12.740,80 1.012,94 7,95

2010 13.769,73 1.091,66 7,93

2011 14.931,12 1.189,61 7,97

2012 15.847,99 1.283,32 8,10

2013 16.742,94 1.356,73 8,10

2014 17.958,30 1.611,82 8,98

2015 18.942,59 1.797,70 9,49

2016 18.897,42 1.863,06 9,86

10.0

63,9

5

11.1

46,6

8

12.7

40,8

0

13.7

69,7

3

14.9

31,1

2

15.8

47,9

9

16.7

42,9

4

17.9

58,3

0

18.9

42,5

9

18.8

97,4

2

8,83 8,51

7,95 7,93 7,97 8,10 8,10

8,98

9,49 9,86

-

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

US

D ¢

/kW

h

GW

hM

US

D x

10

Energía Facturada (GWh) Total Facturado (MUSD x 10)

Precio Medio (USD ¢/kWh)

EmpresaTipo de

Transacción2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Colombia M. Ocasional 860,87 500,16 1.058,20 794,51 1.294,59 236,03 662,34 824,02 457,24 43,92

860,87 500,16 1.058,20 794,51 1.294,59 236,03 662,34 824,02 457,24 43,92

Contratos - - - - - - - - 54,57 37,74

T. de corto plazo - - 62,55 78,39 - 2,17 - 12,72 - -

- - 62,55 78,39 - 2,17 - 12,72 54,57 37,74

860,87 500,16 1.120,75 872,90 1.294,59 238,20 662,34 836,74 511,81 81,66 Total

Total Perú

Perú

Total Colombia

137

137

por Perú. Durante los últimos 10 años se importaron desde Colombia

6.731,89 GWh, mientras que la importación de energía desde Perú

registró 248,14 GWh.

FIG. No. 119: ENERGÍA IMPORTADA PERIODO 2007-2016

3.1.1.5. Costos por importación de energía

En la siguiente tabla se presentan los costos por importación de energía

para el periodo 2007-2016. Por este concepto, en los últimos diez años,

se registró un egreso total de 575,51 MUSD. En el 2009 se alcanzó el

valor más alto con 102,38 MUSD.

TABLA No. 168: COSTO DE LA ENERGÍA IMPORTADA (MUSD)

3.1.1.6. Precio medio de energía importada

En la siguiente tabla se presentan los precios medios de la energía

importada. En el caso de Colombia, comparando los años 2007 y 2016,

existió un incremento de 11,75 USD ȼ/kWh y el precio medio anual más

alto se lo registró en el 2016 con 13,82 USD ȼ/kWh. Con respecto a Perú,

se observan valores más representativos siendo el más alto el del 2012

que registró 56,12 USD ȼ/kWh.

TABLA No. 169: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA IMPORTADA

(USD ¢/kWh)

Exportación de energía

La exportación de energía a través de las interconexiones con Colombia

se inició a partir de abril del 2003 con la puesta en operación del primer

circuito de la línea de transmisión a 230 kV Pomasqui-Jamondino. Esta

exportación se da únicamente en periodos de baja demanda y por la

diferencia de curvas de carga programadas para la importación de

energía.

Para el 2016 se observa que se exportaron 401,55 GWh, la cifra más alta

de todo el periodo de análisis que demuestra que el Ecuador está en

capacidad de exportar energía.

TABLA No. 170: ENERGÍA EXPORTADA POR TIPO DE CLIENTE (GWh)

FIG. No. 120: ENERGÍA EXPORTADA PERIODO 2007-2016

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Perú - - 62,55 78,39 - 2,17 - 12,72 54,57 37,74

Colombia 860,87 500,16 1.058,2 794,51 1.294,5 236,03 662,34 824,02 457,24 43,92

Total 860,87 500,16 1.120,7 872,90 1.294,5 238,20 662,34 836,74 511,81 81,66

-

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

GWh

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Interconexión Colombia 17,82 33,99 102,38 74,13 87,83 23,99 78,06 96,16 47,98 6,07

Interconexión Perú - - - - - 1,22 - 0,55 3,13 2,20

Total MUSD 17,82 33,99 102,38 74,13 87,83 25,21 78,06 96,71 51,11 8,27

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Interconexión Perú - - - - - 56,12 - 4,32 5,74 5,84

Total (USD ¢/kWh) 2,07 6,80 9,14 8,49 6,78 10,58 11,79 11,56 9,99 10,13

Empresa Tipo de Transacción 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

T. de corto plazo 38,39 37,53 20,76 9,74 8,22 6,51 28,50 46,86 45,19 378,27

Otros - - - - - - - - 0,14 -

Total Inter. Colombia 38,39 37,53 20,76 9,74 8,22 6,51 28,50 46,86 45,33 378,27

T. de corto plazo - - - 0,21 5,84 5,01 - - 0,46 -

Otros - - - - 0,33 0,35 0,48 0,38 0,38 23,28

Total Inter. Perú - - - 0,21 6,17 5,37 0,48 0,38 0,85 23,28

38,39 37,53 20,76 9,96 14,39 11,88 28,98 47,24 46,17 401,55

Inteconexión

Colombia

Inteconexión

Perú

Total

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Perú - - - 0,21 6,17 5,37 0,48 0,38 0,85 23,28

Colombia 38,39 37,53 20,76 9,74 8,22 6,51 28,50 46,86 45,33 378,27

Total 38,39 37,53 20,76 9,96 14,39 11,88 28,98 47,24 46,17 401,55

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

GWh

138

138

3.1.1.7. Costos por exportación de energía

Los costos por exportación de energía se presentan en la TABLA No.

171. En esta figura se representan los valores para el periodo 2007-2016.

Por este concepto, en los últimos diez años se registró un total de 46,01

MUSD. En el 2016 se registró el ingreso más alto que ascendió a 37,70

MUSD.

TABLA No. 171: COSTO DE LA ENERGÍA EXPORTADA (MUSD)

3.1.1.8. Precio medio de energía exportada

En la TABLA No. 172 se presentan los precios medios de la energía

exportada. El precio medio anual más alto se lo registró en el 2010 con

6,97 USD ȼ/kWh. Con respecto a Perú, se observan valores más

representativos siendo el más alto el del 2012 que ascendió a 44,03 USD

ȼ/kWh.

TABLA No. 172: PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA EXPORTADA

(USD ȼ/kWh)

Análisis comparativo precio medio de transacciones

internacionales

En las FIG. No. 121 y FIG. No. 122 se presentan los precios medios de

importación y exportación de energía eléctrica resultado de las

transacciones con Colombia y Perú. Para el periodo de análisis se

evidencia que el precio de importación es mayor al de exportación. La

diferencia más notoria se registró para Colombia en el 2013 cuando se

reflejó una diferencia de 7,89 USD ¢/kWh; con respecto a Perú se importó

energía en el 2012, 2014, 2015 y 2016. El 2012 fue el año en el que se

presentó el precio por importación más alto el cual fue de 56,12 USD

¢/kWh y por exportación 44,03 USD ¢/kWh.

FIG. No. 121: COMPARATIVO PRECIO MEDIO TRANSACCIONES

COLOMBIA USD ¢/kWh

FIG. No. 122: COMPARATIVO PRECIO MEDIO TRANSACCIONES

PERÚ USD ¢/kWh

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Interconexión Perú - - - 0,02 1,88 2,36 0,05 0,04 0,10 0,35

Total 0,29 0,63 1,08 0,70 2,07 2,54 1,16 1,99 2,68 37,70

Empresa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Interconexión Perú - - - 10,21 30,46 44,03 10,51 11,04 12,04 1,52

Total (USD ¢/kWh) 0,75 1,67 5,18 7,04 14,36 21,35 4,01 4,21 5,79 9,39

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Importación Colombia 2,07 6,80 9,68 9,33 6,78 10,16 11,79 11,67 10,49 13,82

Exportación Colombia 0,75 1,67 5,18 6,97 2,27 2,66 3,90 4,16 5,68 9,87

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

USD ¢/kWh

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Importación Perú 56,12 4,32 5,74 5,84

Exportación Perú 10,21 30,46 44,03 10,51 11,04 12,04 1,52

-

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

USD ¢/kWh

139

139

Indicadores del sector eléctrico

ecuatoriano

En este capítulo se presentan los principales indicadores relacionados

con el sector eléctrico, entre los cuales se tiene la producción, pérdidas

en transmisión y distribución, consumo promedio de energía y demanda

máxima.

Balance nacional de energía eléctrica

TABLA No. 173: PRODUCCION E IMPORTACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL, PERÍODO 2007 – 2016

(1) La energía generada bruta es producida por todo el parque generador

del país (Incorporado y No Incorporado al Sistema Nacional

Interconectado, para Servicio Público y No Público).

(2) La energía generada no disponible para el servicio público

corresponde a la energía utilizada internamente para procesos

productivos y de explotación.

El porcentaje de la energía no disponible para el servicio público se ha

calculado en relación a la energía bruta total.

En la tabla anterior de producción e importación de energía a nivel

nacional, para el 2016, se establece que la generación de energía bruta

fue de 27.072,62 GWh, mientras que la energía importada desde

Colombia y Perú fue de 43,92 GWh y 37,74 GWh, respectivamente.

Sumadas estas cantidades, se tiene que el total de energía bruta fue de

27.154,28 GWh, cifra que representa un crecimiento del 2,62% respecto

al 2015.

En la TABLA No. 174 se presenta información del balance de energía

para el servicio público. Estos datos evidencian el crecimiento que

experimenta el sector en las diferentes etapas funcionales en cuanto al

requerimiento de la energía, generación (incluida las importaciones),

transmisión, exportaciones y la comercialización de la energía a través de

las distribuidoras.

TABLA No. 174: BALANCE DE ENERGÍA PARA SERVICIO

PÚBLICO, PERÍODO 2007 – 2016

* Para los años 2014, 2015 y 2016 se tomaron los valores reportados por

Celec-Transelectric.

(1) Es la energía utilizada por las empresas generadoras,

autogeneradoras y distribuidoras con generación, para los procesos de

generación de energía eléctrica.

(2) Considera todo el transporte de energía a nivel nacional. Incluye

aquella que no es transportada por el Sistema Nacional de Transmisión

(S.N.T.).

(3) Se entregó energía a Holcim Gye en el periodo sep/05 – ago/08 y a

Interagua en el periodo dic/01 – ago/08.

(4) Incluye clientes regulados y no regulados.

(5) La demanda máxima en bornes de generación del S.N.I., se produjo

el 23 de marzo de 2016.

AÑO

CONCEPTO Unidad 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Energía generada bruta (1) GWh 17.336,65 18.608,53 18.264,95 19.509,85 20.544,14 22.847,96 23.260,33 24.307,21 25.950,19 27.072,62

Energía importada desde Colombia GWh 860,87 500,16 1.058,20 794,51 1.294,59 236,03 662,34 824,02 457,24 43,92

Energía importada desde Perú GWh - - 62,22 78,39 - 2,17 - 12,72 54,57 37,74

Energía bruta total GWh 18.197,52 19.108,69 19.385,37 20.382,76 21.838,73 23.086,16 23.922,67 25.143,95 26.462,01 27.154,28

GWh 2.447,88 2.322,48 2.488,24 2.705,55 2.925,93 3.307,45 3.347,09 3.444,47 3.606,85 4.141,06

% 13,45 12,15 12,84 13,27 13,40 14,33 13,99 13,70 13,63 0,15

Energía generada e importada

para servicio públicoGWh 15.749,65 16.786,21 16.897,12 17.677,21 18.912,80 19.778,70 20.575,58 21.699,48 22.855,16 23.013,22

Energía generada no disponible para

servicio público (2)

AÑO

CONCEPTO Unidad 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Energía generada e importada para

servicio públicoGWh 15.749,65 16.786,21 16.897,12 17.677,21 18.912,80 19.778,70 20.575,58 21.699,48 22.855,16 23.013,22

GWh 400,12 597,42 372,78 300,84 299,92 379,21 417,04 528,30 521,85 466,75

% 2,54 3,56 2,21 1,70 1,59 1,92 2,03 2,43 2,28 0,02

Energía entregada para servicio

públicoGWh 15.349,52 16.188,79 16.524,35 17.376,37 18.612,88 19.399,50 20.158,54 21.171,18 22.333,31 22.546,47

GWh 883,27 891,67 526,70 542,37 715,61 666,67 591,81 550,97 616,84 584,85

% 3,10 3,73 3,12 3,07 3,78 3,37 2,88 2,86 3,06 2,83

Energía disponible para servicio

públicoGWh 14.864,06 15.561,81 15.997,64 16.834,00 17.897,27 18.732,83 19.566,73 20.974,89 22.041,28 22.443,83

GWh 38,39 37,53 20,76 9,96 14,39 11,88 28,98 47,24 46,17 401,55

% 0,26 0,24 0,13 0,06 0,08 0,06 0,15 0,23 0,21 0,02

GWh 397,81 264,70 - - - - - - - -

% 2,59 1,64 - - - - - - - -

Energía disponible en sistemas de

distribuciónGWh 14.427,86 15.259,58 15.976,88 16.824,04 17.882,88 18.720,95 19.537,75 20.927,65 21.995,11 22.042,28

GWh 3.089,83 2.993,08 2.765,35 2.747,43 2.634,08 2.546,06 2.465,26 2.590,09 2.664,37 2.690,94

% 21,42 19,61 17,31 16,33 14,73 13,60 12,62 12,38 12,11 0,12

Energía facturada a clientes finales (4) GWh 12.181,05 12.266,51 13.217,92 14.076,61 15.248,80 16.174,89 17.072,49 18.337,56 19.330,74 19.351,34

Demanda máxima en bornes de generación

(solo Sistema Nacional Interconectado

S.N.I.) (5)

GW 2,71 2,79 2,77 2,88 3,05 3,21 3,33 3,50 3,67 3,65

Demanda máxima en subestaciones

principales (solo Sistema Nacional

Interconectado S.N.I.)

GW 2,61 2,73 2,74 2,77 2,90 3,07 3,24 3,44 3,57 3,60

Pérdidas totales de energía en sistemas de

distribución

Autoconsumos en generación para servicio

público (1)

Pérdidas en transmisión (2)*

Energía exportada a Colombia y Perú

Energía entregada a Grandes (3)

Consumidores en Subtransmisión

140

140

Balance de energía del sistema eléctrico de

distribución

El balance de energía eléctrica en el sistema de distribución hace

referencia a la energía que recibe el sistema de cada una de las empresas

distribuidoras versus la energía entregada a los usuarios finales. De esta

información se puede determinar las pérdidas en distribución que son el

resultado de la diferencia entre la energía recibida por el sistema de

distribución y la registrada en los equipos de medición (entregada) de los

clientes finales.

A continuación se presenta el balance de energía para cada una de las

empresas distribuidoras y el balance del sistema eléctrico de distribución.

TABLA No. 175: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN

La disponibilidad de energía a nivel nacional en el 2016 fue de 22.042,28

GWh. Por su parte, las pérdidas del sistema fueron de 2.690,94 GWh, las

mismas que representan el 12,21 %.

FIG. No. 123: BALANCE DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN (%)

En conclusión, de la totalidad de energía disponible en el sistema de

distribución, el 87,79 % se factura a clientes regulados y no regulados,

mientras que el 12,21 % corresponde a las pérdidas en el sistema. Estos

detalles se pueden apreciar en la FIG. No. 124.

FIG. No. 124: BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

DE DISTRIBUCIÓN (GWh)

Pérdidas

Las pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución

corresponden a los vatios – hora que no se entregan y facturan a los

Año

Disponible en

el Sistema

(GWh)

Facturada a

Clientes

Regulados

(GWh)

Facturada a

Clientes No

Regulados o

Terceros (GWh)

Pérdidas

Sistema

(GWh)

Pérdidas

Técnicas del

Sistema (GWh)

Pérdidas No

Técnicas del

Sistema (GWh)

Pérdidas

Sistema

(%)

2007 14.427,72 10.063,95 1.273,94 3.089,83 1.335,65 1.754,18 21,42

2008 15.259,58 11.146,68 1.119,83 2.993,08 1.421,21 1.571,87 19,61

2009 15.978,70 12.740,80 472,64 2.765,27 1.499,10 1.266,17 17,31

2010 16.824,04 13.769,73 306,88 2.747,43 1.499,79 1.247,64 16,33

2011 17.882,88 14.931,12 317,68 2.634,08 1.560,95 1.073,13 14,73

2012 18.720,95 15.847,99 326,90 2.546,06 1.606,80 939,26 13,60

2013 19.537,75 16.742,94 329,55 2.465,26 1.641,35 823,91 12,62

2014 20.927,65 17.958,30 379,26 2.590,09 1.738,73 851,37 12,38

2015 21.995,11 18.942,59 388,15 2.664,37 1.801,78 862,59 12,11

2016 22.042,28 18.897,42 453,92 2.690,94 1.786,48 904,46 12,21

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pérdidas No Técnicas del Sistema (%) 12,16 10,30 7,92 7,42 6,00 5,02 4,22 4,07 3,92 4,10

Pérdidas Técnicas del Sistema (%) 9,26 9,31 9,38 8,91 8,73 8,58 8,40 8,31 8,19 8,10

Facturada a Clientes No Regulados o Terceros (%) 8,83 7,34 2,96 1,82 1,78 1,75 1,69 1,81 1,76 2,06

Facturada a Clientes Regulados (%) 69,75 73,05 79,74 81,85 83,49 84,65 85,70 85,81 86,12 85,73

0

20

40

60

80

100

(%)

14.42815.260 15.979

16.824

17.88318.721

19.538

20.928

21.995 22.04221,42

19,61

17,31

16,33

14,73 13,60

12,62 12,38 12,11

12,21

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

(%)

GW

h

Facturada a Clientes Regulados (GWh) Facturada a Clientes No Regulados o Terceros (GWh)


Disponible en el Sistema (GWh) Pérdidas Sistema (%)

141

141

clientes finales. Éstas se calculan a partir de la energía disponible que

llega a las subestaciones de entrega en bloque de cada una de las

empresas de distribución eléctrica del país.

Técnicamente, las pérdidas de energía pueden ser provocadas por el

efecto Joule (I²R) (presente en los conductores eléctricos), el

desequilibrio de cargas de cada alimentador y la presencia de corrientes

armónicas que circulan por los conductores debido a la presencia de

cargas no lineales dentro del sistema. A esto también se le suman, la

energía que se consumen en los condensadores ubicados en puntos

estratégicos del sistema para la compensación de reactivos (mejorar nivel

de voltaje y factor de potencia) y la configuración particular que presenta

cada uno de los sistemas de distribución por cada empresa eléctrica o

unidad de negocio de CNEL EP.

Por otra parte, el desaprovechamiento de energía causado por el

consumo inadecuado e ilegal de energía eléctrica, presente en las

conexiones directas sin medición o redes clandestinas, corresponde a las

pérdidas consideradas como no técnicas.

Paralelamente dentro de las estrategias establecidas en el Plan de

Reducción de Pérdidas de Energía Eléctrica -PLANREP-, desarrollado

por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, se busca mejorar

las redes de distribución para disminuir las pérdidas técnicas mediante el

mejoramiento de la topología de las redes, el incremento del número de

fases, el aumento del calibre de los conductores, el empleo de equipos

más eficientes, etc. De igual manera se establece la instalación masiva

de medidores a clientes con instalaciones directas (consumos convenidos

y redes clandestinas) conjuntamente con la normalización de acometidas

ilegales.

A continuación se presentan las pérdidas de energía eléctrica en los

sistemas de distribución.

TABLA No. 176: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Las pérdidas de energía eléctrica en gigavatios hora (GWh) muestran la

cantidad de energía que se ha perdido tanto de forma técnica como no

técnica en los sistemas de distribución. En sistemas que manejan

grandes cantidades de energía eléctrica, con el fin de abastecer a todos

sus clientes, se tendrán mayores pérdidas de energía de carácter

cuantitativo.

Por otra parte, las pérdidas porcentuales de energía eléctrica presentan

una relación entre la energía perdida en el sistema y su energía

disponible, obteniendo de este forma una mejor perspectiva sobre cuánto

pierde una empresa o unidad de negocio del total de energía que le ha

sido entregada.

En la FIG. No. 125 se explica de mejor manera los datos antes

mencionados.

Año

Pérdidas

del Sistema

(GWh)

Pérdidas

Técnicas del

Sistema (GWh)

Pérdidas No

Técnicas del

Sistema (GWh)

Pérdidas

del Sistema

(%)

Pérdidas

Técnicas del

Sistema (%)

Pérdidas No

Técnicas del

Sistema (%)

2007 3.089,83 1.335,65 1.754,18 21,42 9,26 12,16

2008 2.993,08 1.421,21 1.571,87 19,61 9,31 10,30

2009 2.765,27 1.499,10 1.266,17 17,31 9,38 7,92

2010 2.747,43 1.499,79 1.247,64 16,33 8,91 7,42

2011 2.634,08 1.560,95 1.073,13 14,73 8,73 6,00

2012 2.546,06 1.599,12 946,94 13,60 8,54 5,06

2013 2.465,26 1.632,57 832,69 12,62 8,36 4,26

2014 2.590,09 1.722,08 868,02 12,38 8,23 4,15

2015 2.664,37 1.788,19 876,18 12,11 8,13 3,98

2016 2.690,94 1.761,76 929,19 12,21 7,99 4,22

142

142

FIG. No. 125: PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (GWh)

Según los datos registrados sobre la cantidad de energía eléctrica que se

dispuso en el periodo 2007-2016, se concluyó que los años con mayores

pérdidas fueron el 2007 y 2008.

FIG. No. 126: PÉRDIDAS PORCENTUALES DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (%)

Las pérdidas porcentuales de energía eléctrica durante el 2016

alcanzaron un 12,21 %, lo que representa un aumento de 0,1 puntos

porcentuales con respecto al año anterior. Del periodo en análisis, el año

2015 es el que registra el más bajo porcentaje de pérdidas.

Consumo promedio de energía eléctrica

El consumo promedio de energía eléctrica representa la cantidad en kWh

que mensualmente un cliente de la empresa distribuidora consume en

correspondencia al número total de clientes y la demanda total de energía

eléctrica que presenta la empresa distribuidora de forma anual.

En la siguiente tabla se pueden apreciar los consumos promedios de los

clientes regulados. Estos están clasificados por grupo de consumo para

el periodo 2007 - 2016: residencial, comercial, industrial, alumbrado

público y otros.

1.3

36

1.4

21

1.4

99

1.5

00

1.5

61

1.5

99

1.6

33

1.7

22

1.7

88

1.7

62

1.7

54

1.5

72

1.2

66

1.2

48

1.0

73

94

7

83

3 86

8

87

6

92

9

3.0902.993

2.765 2.7472.634

2.5462.465

2.5902.664 2.691

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

GW

h


Pérdidas del Sistema (GWh)

9,2

6

9,3

1

9,3

8

8,9

1

8,7

3

8,5

4

8,3

6

8,2

3

8,1

3

7,9

9

12

,16

10

,30

7,9

2

7,4

2

6,0

0

5,0

6

4,2

6

4,1

5

3,9

8

4,2

2

21,42

19,61

17,31 16,33

14,73 13,60

12,62 12,38 12,11 12,21

-

5

10

15

20

25

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

(%)


Pérdidas del Sistema(%)

143

143

TABLA No. 177: CONSUMO PROMEDIO MENSUAL DE CLIENTES


*Los consumos presentados en cada año son los consumos promedio

mensuales de dicho año.

El consumo promedio de energía eléctrica en el 2016 fue de 319,76

kWh/cliente. Esta tendencia ha mantenido un constante incremento a lo

largo del tiempo.




PúblicoOtros Total

2007 115,74 546,82 3.646,88 18,92 2.260,19 248,79

2008 117,48 561,56 4.068,18 18,91 2.596,00 261,40

2009 118,39 571,76 7.080,29 18,23 1.901,84 283,38

2010 122,81 575,91 7.569,76 17,12 1.791,92 290,36

2011 121,30 595,04 7.921,07 17,56 2.018,03 297,00

2012 121,73 608,82 8.123,78 17,30 2.034,50 300,25

2013 122,20 651,34 7.933,41 17,56 2.109,50 305,01

2014 128,79 691,75 8.566,79 18,16 2.095,40 318,77

2015 136,67 712,15 8.876,86 18,73 2.229,12 328,11

2016 136,61 680,48 8.934,26 19,07 2.252,05 319,76

144

144

Glosario

Términos

En esta sección se definen los términos técnicos empleados de acuerdo al uso que se les ha dado en los diferentes capítulos de este documento.

Acometida: Corresponde a los materiales (conductores, piezas, herrajes, entre otros) que permiten la conexión entre la red eléctrica propiedad de la distribuidora, con el consumidor. Las acometidas pueden ser aéreas o subterráneas.

Agente o participante: Persona natural o jurídica dedicada a las actividades de: generación, transmisión o distribución, así como quienes realicen actividades de importación y exportación de energía.

Alimentadores Primarios: Son los encargados de transportar la energía eléctrica desde las subestaciones de potencia hasta los transformadores de distribución.

Alto Voltaje: Nivel de voltaje superior a 40 kV.

Año Móvil: Es el análisis del desempeño de un año completo (doce meses), considerando el último mes como el mes de referencia.

Autoconsumo: Se refiere a la energía producida y consumida por las empresas autogeneradoras o consumos propios.

Bajo Voltaje: Voltajes inferiores a los 600 voltios.

Carga Instalada: Corresponde a la suma aritmética de las potencias de todos los equipos que existen en el interior de una instalación.

Cargos o Costos Fijos: Son los costos necesarios para la instalación y operación de un determinado equipo, independiente de la cantidad de producción.

Cargos o Costos Variables: Son aquellos costos en los que se incurre para operar y mantener los equipos y que cambian en función de la cantidad de producción.

Central Biomasa: Central que genera electricidad utilizando como combustible los residuos de tipo: forestales, agrícolas, urbanos y agroindustriales - ganaderos.

Central Convencional: Central que genera electricidad utilizando como energía primaria las fuentes de energía que han tenido ya una larga trayectoria de explotación y comercialización a nivel mundial, como por ejemplo: agua, carbón, combustibles fósiles, derivados del petróleo, gas natural, materiales radioactivos.

Central de generación: Conjunto de instalaciones y equipos cuya función es generar energía eléctrica.

Central Eólica: Central no convencional que usa como energía primaria el viento.

Central Fotovoltaica: Central no convencional que usa como energía primaria el sol.

Central Hidroeléctrica: Central de generación basada en el uso de la energía cinética y potencial del agua.

Central No Convencional: Central que utiliza para su generación recursos energéticos capaces de renovarse ilimitadamente provenientes del: sol (fotovoltaica, termosolar), viento (eólicas), agua (pequeñas centrales hidroeléctricas), interior de la tierra (geotérmicas), biomasa, biogás, olas, mareas, rocas calientes y secas; las mismas, que por su relativo reciente desarrollo y explotación, todavía no han alcanzado un grado de comercialización que les permita competir con las fuentes convencionales, pero que a diferencia de estas últimas, tienen un impacto ambiental muy reducido.

Central Térmica o Termoeléctrica: Instalación que produce energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera diseñada para el efecto.

Cliente No Regulado: Es aquel cuya facturación por el suministro de energía obedece a un contrato a término realizado entre la empresa que suministra la energía y la que recibe. Estos clientes pagan un valor por peaje de energía y potencia.

145

145

Cliente Regulado: Es aquel cuya facturación por el suministro de energía eléctrica se rige a lo dispuesto en el pliego tarifario elaborado por la ARCONEL.

Combustible Bagazo de Caña: Es una alternativa energética, especialmente en las economías que carecen de combustibles derivados de petróleo. Se utiliza como combustible en los ingenios azucareros. Su rendimiento es bajo debido a la utilización de tecnologías de combustión tradicionales.

Combustible Crudo: Es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua.

Combustible Diesel: Es uno hidrocarburo líquido de densidad sobre 832 kg/m3, compuesto fundamentalmente por parafinas. Este es utilizado principalmente como combustible en calefacción y en motores.

Combustible Fuel Oil: El fuel oil es una parte del petróleo que se obtiene como residuo en la destilación fraccionada. De aquí se obtiene entre 30% y 50% de esta sustancia. Es el combustible más pesado de los que se puede destilar a presión atmosférica.

Combustible Gas Natural: El gas natural es una fuente de energía no renovable, ya que se trata de un gas combustible que proviene de formaciones ecológicas que se encuentra conformado por una mezcla de gases que mayormente suelen encontrarse en yacimientos de petróleo, solo, disuelto o asociado con el mismo petróleo y en depósitos de carbón.

Combustible GLP: El gas licuado de petróleo (GLP), es uno de los combustibles alternativos comúnmente utilizados, por su eficiencia y versatilidad. Hay dos tipos de gases que se pueden almacenar en forma líquida con una moderada presurización: el butano y el propano.

Combustible Nafta: Líquido incoloro, volátil, más ligero que el agua y muy combustible que se utiliza como disolvente industrial: la nafta es una fracción ligera del petróleo natural obtenida en la destilación de la gasolina como una parte de ésta.

Combustible Residuo: Es el combustible que se obtiene a partir de los residuos de petróleo crudo.

Consumidor o usuario final: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio de energía eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor director del servicio.

Consumo Propio: Comprende las instalaciones de propietarios, accionistas o personas jurídicas que tengan participación en la empresa autogeneradora. Los consumos propios serán abastecidos parcial o totalmente por el autogenerador y podrán estar físicamente separados de la central autogeneradora, e inclusive, ubicados en áreas de servicio de diferentes distribuidoras. No se consideran como consumos propios a demandas residenciales.

Contratos Regulados: Contratos suscritos por generadores o autogeneradores con las empresas de distribución, en forma proporcional a la demanda regulada de cada una de ellas.

Coordinador SISDAT: Persona designada por la empresa eléctrica para recopilar la información y remitirla a la ARCONEL, en los formularios diseñados para el efecto.

Demanda: Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo de tiempo previamente establecido.

Empresa Autogeneradora: Persona jurídica dedicada a una actividad productiva o comercial, cuya generación eléctrica se destina al abastecimiento de su demanda, pudiendo eventualmente, producir excedentes de generación que pueden ser puestos a disposición de la demanda.

Empresa Distribuidora: Persona jurídica facultativa de un título habilitante o que por mandato expreso de la ley asume la obligación de prestar el servicio público de energía eléctrica a los clientes finales, dentro de su área de prestación de servicio.

Empresa Generadora: Persona jurídica facultativa de un título habilitante o permiso para la explotación económica de una o varias centrales de generación eléctrica de cualquier tipo y que entrega su producción total o parcialmente en uno o varios puntos, en el Sistema Nacional de Transmisión (SNT), en un sistema aislado o en una red de distribución.

Energía Bruta: Es la energía total producida por una unidad de generación.

Energía comprada en el sector eléctrico: Corresponde a la energía entregada a través del SNI por el operador del sistema eléctrico (CENACE).

146

146

Energía Entregada a Terceros: Corresponde a la energía que se transfiere a los clientes no regulados por el pliego tarifario.

Energía Entregada para Servicio no Público: Es la energía puesta a disposición por las autogeneradoras para satisfacer sus propias necesidades o las de sus empresas asociadas y que no se pone a disposición de los consumidores finales.

Energía Entregada para Servicio Público: Es la energía puesta a disposición de los clientes finales a través de los distintos sistemas de distribución.

Energía Eólica: Es la energía cuyo origen proviene del movimiento de masa de aire es decir del viento.

Energía Facturada a clientes no regulados: Es la energía entregada a los clientes de las empresas distribuidoras que no se encuentran sujetos al pliego tarifario.

Energía Facturada a clientes regulados: Se refiere a la energía facturada a clientes de las empresas distribuidoras que se encuentran sujetos al pliego tarifario.

Energía Hidráulica: Es aquella que se obtiene del aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la corriente de ríos, saltos de agua o mareas.

Energía Neta: Es igual a la energía bruta menos el consumo de auxiliares de unidades de generación.

Energía no Renovable: Es un término genérico referido a aquellas fuentes de energía que se encuentran en la naturaleza en una cantidad limitada y que no pueden regenerarse una vez consumidas.

Energía Renovable: Es la energía que se obtiene de fuentes naturales virtualmente inagotables, unas por la inmensa cantidad de energía que contienen, y otras porque son capaces de regenerarse por medios naturales.

Energía Solar: Recibe el nombre de energía solar aquella que proviene del aprovechamiento directo de la radiación del sol, y de la cual se obtiene calor y electricidad.

Energía Térmica: Es la energía liberada en forma de calor. Puede ser obtenida de la naturaleza o del sol, mediante una reacción exotérmica, como la combustión de algún combustible; por una reacción nuclear de fisión o de fusión; mediante energía eléctrica por efecto Joule o por efecto termoeléctrico; o por rozamiento, como residuo de otros procesos mecánicos o químicos.

Factor de Carga: Es la relación entre la energía disponible en un periodo de tiempo y la demanda máxima multiplicada por las horas totales de ese periodo.

Factor de Planta: Es la relación entre la energía total producida por una unidad o central de generación en un periodo de tiempo y la potencia efectiva promedio multiplicada por las horas totales de ese periodo.

Gran Consumidor: Persona natural o jurídica, cuyas características de consumo son definidas por la ARCONEL, a través de la respectiva regulación. Estas le facultan para acordar libremente con un generador o autogenerador, la compra de energía eléctrica para su abastecimiento.

Interconexión Internacional: Es el punto de conexión donde se realiza la supervisión y medición de las transacciones de importación y exportación entre dos países.

Línea de Transmisión: Es la línea que forma parte del SNT, que para el Ecuador generalmente opera a voltajes de 138 kV y 230 kV, se extiende entre dos subestaciones adyacentes y consiste en un conjunto de estructuras, conductores y accesorios que forman una o más ternas (circuitos).

Luminarias de Mercurio: Es una luminaria que cuenta con una lámpara de vapor de mercurio a baja presión y que es utilizada normalmente para la iluminación doméstica e industrial.

Luminarias de Sodio: Son una de las fuentes de iluminación más eficientes, ya que generan mayor cantidad de lúmenes por vatio.

Medio Voltaje: Voltajes entre 600 V y 40 kV.

Peaje de Distribución: Cargo por potencia que corresponde al costo del Valor Agregado de Distribución (VAD) hasta el punto de entrega y la compensación por las pérdidas técnicas asociadas. Se establecen peajes de distribución para alta, media tensión y, de ser el caso, baja tensión.

147

147

Peaje de Transmisión: Es un valor que se reconoce a la transmisora por el hecho de conducir la energía eléctrica desde el punto de generación hasta la subestación de recepción.

Pérdidas del Sistema: Es la diferencia entre la energía disponible y la energía total comercializada por la empresa.

Pérdidas NoTécnicas: Son aquellas constituidas por la energía efectivamente suministrada pero no medida, o bien no registrada comercialmente como tal (fraude, robo o hurto de energía, errores de facturación, errores de lectura de mediciones, entre otros.)

Pérdidas Técnicas: Son aquellas producidas debido al efecto Joule por la circulación de corriente en las redes eléctricas.

Pliego Tarifario: Comprende el conjunto de tarifas al cliente final, tarifas de transmisión, peajes de distribución, tarifas de alumbrado público y las fórmulas de reajustes correspondientes, que se cobran por la prestación del servicio público de energía eléctrica.

Potencia Disponible: Potencia efectiva del generador que está operable y puede estar o no considerada en el despacho de carga.

Potencia Efectiva: Es la potencia máxima que se puede obtener de una unidad generadora bajo condiciones normales de operación.

Potencia Eléctrica: Es la cantidad de energía entregada o absorbida por un elemento en un instante de tiempo. La unidad en el Sistema Internacional de Unidades es el Vatio (W).

Potencia Instalada o Nominal: Es la potencia establecida en los datos de placa de un generador.

Precio Medio: Relación promedio entre el valor de la energía en dólares (USD) y la cantidad de energía facturada en kWh.

Sector Eléctrico: El sector eléctrico está integrado por agentes debidamente autorizados por la ARCONEL para desarrollar la actividad de generación y los servicios públicos de transmisión y distribución.

Servicio Público de Energía Eléctrica: Comprende las actividades de: generación, transmisión, distribución y comercialización, alumbrado público general, importación y exportación de energía eléctrica.

Sistema de Distribución: Conjunto de instalaciones para la distribución de energía, conformado por líneas de subtransmisión, subestaciones, alimentadores primarios, transformadores de distribución, redes secundarias, acometidas y medidores de energía eléctrica en una determinada región.

Sistema Nacional Interconectado (SNI): Es el sistema integrado por los elementos del sistema eléctrico conectados entre sí, los cuales permiten la producción y transferencia de energía eléctrica entre los centros de generación, centros de consumo y nodos de interconexión internacional, dirigido a la prestación del servicio público de energía eléctrica. No incluye la distribución de electricidad.

Sistema no Incorporado: Es el sistema eléctrico que no está conectado al SNI, por ejemplo sistemas aislados e insulares.

Subestación: Es un conjunto de equipos de conexión, protección, conductores, barras, transformadores y demás equipos auxiliares, cuyas funciones son las de transmitir, distribuir y transformar con la finalidad de reducir el voltaje para la utilización en la distribución primaria o para interconexión de subestaciones a un nivel más bajo de voltaje.

Subestación de Distribución: Las subestaciones de distribución son aquellas que efectúan el cambio de voltaje a niveles de inferiores propicios para la subtransmisión y distribución de energía eléctrica.

Subestación de Seccionamiento: Son elementos del sistema eléctrico de potencia que permiten la maniobra o interconexión con otras partes del sistema.

Título Habilitante: Acto administrativo por el cual el Estado, delega o autoriza a una persona jurídica, pública o privada, consorcios o asociaciones, a efectuar actividades relacionadas con el servicio público de energía eléctrica.

Transacciones de Corto Plazo: Son las que se originan por la diferencia entre los montos de energía contratados y los realmente consumidos o producidos, o por los servicios asociados a la generación o transporte de energía eléctrica.

148

148

Transformador: Es una máquina eléctrica estática que permite aumentar o disminuir el voltaje en un sistema eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo (transformador ideal, esto es, sin pérdidas), es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño, tamaño, etc.

Transmisión: Es el transporte de energía eléctrica por medio de líneas interconectadas y subestaciones de transmisión, que no tienen cargas intermedias.

Transmisor: Entidad encargada de la actividad de transmisión de energía eléctrica, para el caso ecuatoriano le corresponde este rol a la Corporación Eléctrica del Ecuador – Unidad de Negocio Transelectric.

Unidad Generadora: Es la máquina rotatoria compuesta de un motor primario, acoplado a un generador eléctrico.

Voltaje: Es una magnitud física que cuantifica la diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos.

149

149

Siglas

En esta sección se define el significado de las siglas empleadas en este

documento.

ARCONEL: Agencia de Regulación y Control de Electricidad.

CAN: Comunidad Andina de Naciones.

CELEC EP: Corporación Eléctrica del Ecuador.

CENACE: Operador Nacional de Electricidad.

CNEL EP: Corporación Nacional de Electricidad.

CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad.

FA: Enfriamiento por aire forzado.

FOA: Enfriamiento por aire y aceite forzado.

GLP: Gas Licuado de Petróleo.

ISA: Interconexión Eléctrica S.A. (Holding estatal Colombiano).

LOSPEE: Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.

MCI: Motor de Combustión Interna.

MEER: Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

MICSE: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos.

OA: Enfriamiento natural por aire.

OCP: Oleoducto de Crudos Pesados.

OLADE: Organización Latinoamericana de Energía.

SNI: Sistema Nacional Interconectado.

SNT: Sistema Nacional de Transmisión.

SAPG: Servicio de Alumbrado Público General.

SIEE: Sistema de Información Económica Energética.

SISDAT: Sistematización de Datos del Sector Eléctrico.

TEP: Toneladas Equivalentes de Petróleo.

TIE: Transacciones Internacionales de Electricidad.

Unidades de medida

En esta sección se define el significado de ciertas siglas y las

equivalencias de magnitudes eléctricas.

gal: Galón.

GWh: Gigavatio hora

kpc: Miles de pies cúbicos.

kUSD: Miles de dólares de los Estados Unidos de América.

kV: Miles de voltios .

kWh: Kilovatios hora.

MUSD: Millones de dólares de los Estados Unidos de América.

MVA: Mega voltamperios.

MVAr: Mega voltamperios reactivos.

MWh: Megavatios hora.

USD ¢/kWh: Centavos de dólares de los Estados Unidos de América por

Kilovatios hora.

t: Tonelada.

V: Voltio.

VA: Voltamperio.

W: Vatio.

150

150

Créditos

Coordinación General:

Byron Betancourt Estrella, ARCONEL

Ana Villacís Larco, ARCONEL

Dirección:

Marisol Díaz Espinoza, ARCONEL

Autores:

Andrés Chiles Puma, ARCONEL

Christian Junia Guerra ARCONEL

Santiago Escobar Guanoluisa, ARCONEL

Elaboración de Mapas:

Ana López Proaño, ARCONEL

Sara Dávila Rodríguez, ARCONEL

Revisores:

Agentes del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Fotografías:

Agentes del Sector Eléctrico Ecuatoriano

Marisol Díaz Espinoza, ARCONEL

Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER)

Ministerio del Ambiente (MAE)

Ministerio de Turismo

Fundación Natura

The Nature Conservancy (TNC)

Diseño y Diagramación:

Círculo Publicitario

Auspicio:

Banco Interamericano de Desarrollo (BID)

Impresión:

Círculo Publicitario

Quito-Ecuador, Abril de 2017

ISBN: 978-9942-07-946-6

Citar este documento como:

ARCONEL. Abril, 2017. Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico

Ecuatoriano 2016

Todos los derechos reservados.

151

151

Anexos

ANEXO A

A.1. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE EMPRESAS GENERADORAS POR TIPO CENTRAL

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Altgenotec Altgenotec Guayas 1 - - - - 0,99 0,99 - - - - - -

Brineforcorp Brineforcorp Manabí 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Coca Codo Sinclair Napo 1.500,00 1.476,00 - - - - - - - - - -

Manduriacu Imbabura 63,36 65,00 - - - - - - - - - -

Enrique García Guayas - - - - - - - - 102,00 96,00 - -

Gonzalo Zevallos (Gas) Guayas - - - - - - - - 26,27 20,00 - -

Gonzalo Zevallos (Vapor) Guayas - - - - - - - - - - 146,00 140,00

Santa Elena II Santa Elena - - - - - - 90,10 65,03 - - - -

Santa Elena III Santa Elena - - - - - - 41,70 40,00 - - - -

Trinitaria Guayas - - - - - - - - - - 133,00 133,00

CELEC-Gensur Villonaco Loja 1 - - 16,50 16,50 - - - - - - - -

Agoyán Tungurahua 160,00 156,00 - - - - - - - - - -

Pucará Tungurahua 73,00 73,00 - - - - - - - - - -

San Francisco Tungurahua 230,00 212,00 - - - - - - - - - -

CELEC-Hidroazogues Central Alazán Cañar 1 6,23 6,23 - - - - - - - - - -

Baba Los Ríos 42,20 42,00 - - - - - - - - - -

Marcel Laniado Guayas 213,00 213,00 - - - - - - - - - -

Mazar Azuay 170,00 170,00 - - - - - - - - - -

Paute Azuay 1.075,00 1.100,00 - - - - - - - - - -

Sopladora Azuay 487,00 486,99 - - - - - - - - - -

Esmeraldas I Esmeraldas - - - - - - - - - - 132,50 125,00

Esmeraldas II Esmeraldas - - - - - - 100,20 84,00 - - - -

Jaramijo Manabí - - - - - - 140,00 128,88 - - - -

La Propicia Esmeraldas - - - - - - 10,50 8,50 - - - -

Manta II Manabí - - - - - - 20,40 17,34 - - - -

Miraflores Manabí - - - - - - 27,00 20,40 22,80 19,00 - -

Pedernales Manabí - - - - - - 5,00 3,80 - - - -

Termogas Machala I El Oro - - - - - - - - 138,56 130,60 - -

Termogas Machala II El Oro - - - - - - - - 136,80 119,00 - -

Celso Castellanos Sucumbíos - - - - - - 10,00 7,20 - - - -

Dayuma Orellana - - - - - - 2,25 1,80 - - - -

Floreana Galápagos - - - - - - 0,29 0,24 - - - -

Guangopolo Pichincha - - - - - - 22,50 21,80 - - - -

Guangopolo2 Pichincha - - - - - - 52,20 48,00 - - - -

Isabela Galápagos - - - - - - 3,10 2,34 - - - -

Jivino I Sucumbíos - - - - - - 5,00 3,60 - - - -

Jivino II Sucumbíos - - - - - - 11,00 10,00 - - - -

Jivino III Sucumbíos - - - - - - 44,00 42,00 - - - -

Loreto Orellana - - - - - - 2,25 1,80 - - - -

Payamino Orellana - - - - - - 2,50 1,80 - - - -

Puná Nueva Guayas - - - - - - 2,80 2,52 - - - -

Quevedo II Los Ríos - - - - - - 95,20 81,00 - - - -

Sacha Orellana - - - - - - 20,40 18,60 - - - -

San Cristóbal Galápagos - - - - - - 4,01 3,21 - - - -

Santa Cruz Galápagos - - - - - - 14,81 12,79 - - - -

Santa Rosa Pichincha - - - - - - - - 71,10 51,00 - -

Secoya Sucumbíos - - - - - - 10,00 8,00 - - - -

Sistemas Aislados Orellana y Sucumbíos Sucumbíos - - - - - - 9,60 9,40 - - - -

Ecuagesa TOPO Tungurahua 1 28,05 27,00 - - - - - - - - - -

El Descanso Azuay - - - - - - 19,20 17,20 - - - -

Gualaceo Azuay 0,97 0,97 - - - - - - - - - -

Ocaña Cañar 26,10 26,10 - - - - - - - - - -

Saucay Azuay 24,00 24,00 - - - - - - - - - -

Saymirín Azuay 15,52 15,52 - - - - - - - - - -

Electrisol Paneles Electrisol Pichincha 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Electroquil Electroquil Guayas 1 - - - - - - - - 200,00 192,38 - -

Carcelen Pichincha 0,06 0,06 - - - - - - - - - -

El Carmen Pichincha 8,40 8,20 - - - - - - - - - -

Noroccidente Pichincha 0,26 0,24 - - - - - - - - - -

Recuperadora Pichincha 14,70 14,50 - - - - - - - - - -

Enersol Enersol 1-500 Manabí 1 - - - - 0,50 0,49 - - - - - -

Mulalo Cotopaxi - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Pastocalle Cotopaxi - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Gasgreen Gasgreen Pichincha 1 - - - - - - 2,00 1,76 - - - -

Generoca Generoca Guayas 1 - - - - - - 38,12 34,40 - - - -

Genrenotec Genrenotec Guayas 1 - - - - 0,99 0,99 - - - - - -

Gonzanergy Gonzanergy Loja 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Salinas Imbabura - - - - 2,00 2,00 - - - - - -

Tren Salinas Imbabura - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Corazón Pichincha 0,99 0,98 - - - - - - - - - -

Sibimbe Los Ríos 15,37 14,20 - - - - - - - - - -

Uravia Pichincha 0,99 0,98 - - - - - - - - - -

Hidrotambo Hidrotambo Bolívar 1 8,00 8,00 - - - - - - - - - -

Hidrovictoria Victoria Napo 1 10,32 10,00 - - - - - - - - - -

Intervisa Trade Victoria II Guayas 1 - - - - - - - - 115,00 102,00 - -

Lojaenergy Lojaenergy Loja 1 - - - - 1,00 0,70 - - - - - -

Renova Loja RENOVALOJA Loja 1 - - - - 1,00 0,70 - - - - - -

Sabiangosolar SABIANGO SOLAR Loja 1 - - - - 1,00 0,73 - - - - - -

San Pedro San Pedro Loja 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Sanersol Sanersol El Oro 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Sansau Sansau Guayas 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Saracaysol Saracaysol El Oro 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Solchacras Solchacras El Oro 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Solhuaqui Solhuaqui El Oro 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Solsantonio Solsantonio El Oro 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Solsantros Solsantros El Oro 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Surenergy Surenergy Loja 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Termoguayas Barcaza Keppel Energy Guayas 1 - - - - - - 150,00 120,00 - - - -

Valsolar Paragachi Imbabura 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

Wildtecsa Wildtecsa Guayas 1 - - - - 1,00 1,00 - - - - - -

90 4.173,52 4.150,97 16,50 16,50 24,46 23,57 956,13 817,40 812,53 729,98 411,50 398,00 Total


CELEC-Electroguayas

CELEC-Hidroagoyán

CELEC-Hidronación

CELEC-Hidropaute




Elecaustro

EMAAP-Q

Epfotovoltaica

Gransolar

Hidrosibimbe

Eólica Fotovoltaica MCI Turbogas TurbovaporHidráulica

ProvinciaEmpresa Central

2

2

3

Número

Centrales

2

19

5

4

2

6

3

2

3

7

ANEXO A

A.2. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS POR TIPO CENTRAL

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Agip Oil - CPF Pastaza - - 40,34 36,23 - - - -

Agip Oil - Sarayacu Napo - - 9,00 7,78 - - - -

Agip Oil - Villano A Pastaza - - 5,72 4,20 - - - -

Sillunchi I Pichincha 0,10 0,09 - - - - - -

Sillunchi II Pichincha 0,30 0,30 - - - - - -

Cami Orellana - - 0,05 0,04 - - - -

CDP Orellana - - 0,41 0,33 - - - -

Chorongo A Sucumbíos - - 0,37 0,30 - - - -

CPH Orellana - - 1,59 1,27 - - - -

Dorine Battery Sucumbíos - - 7,75 5,40 - - - -

Dorine G Sucumbíos - - 0,37 0,27 - - - -

Dorine H Sucumbíos - - 1,00 0,50 - - - -

Estación Dayuma Sucumbíos - - 0,25 0,13 - - - -

Fanny 50 Sucumbíos - - 0,55 0,32 - - - -

Fanny 60 Sucumbíos - - 0,86 0,75 - - - -

Hormiguero A Orellana - - 0,71 0,51 - - - -

Hormiguero B Orellana - - 1,18 0,83 - - - -

Hormiguero C Orellana - - 7,65 6,05 - - - -

Hormiguero D Orellana - - 3,73 3,00 - - - -

Hormiguero SUR Orellana - - 2,72 2,72 - - - -

Kupi 1 Orellana - - 0,55 0,50 - - - -

Kupi 4 Orellana - - 1,27 1,00 - - - -

Lago Agrio LTF Sucumbíos - - 1,64 1,28 - - - -

Lago Agrio Station Sucumbíos - - 0,60 0,45 - - - -

Mariann 30 Sucumbíos - - 1,09 0,80 - - - -

Mariann 4A Sucumbíos - - 1,49 1,25 - - - -

Mariann 5-8 Sucumbíos - - 1,29 1,05 - - - -

Mariann 9 Sucumbíos - - 1,27 0,97 - - - -

Mariann Battery Sucumbíos - - 1,09 0,80 - - - -

Mariann Vieja Sucumbíos - - 3,82 3,00 - - - -

Nantu B Orellana - - 2,88 2,55 - - - -

Nantu C Orellana - - 1,00 0,80 - - - -

Nantu D Orellana - - 5,58 4,33 - - - -

Nantu E Orellana - - 0,06 0,05 - - - -

Penke B Orellana - - 1,36 1,09 - - - -

Pindo Orellana - - 1,28 1,02 - - - -

Shiripuno Orellana - - 0,45 0,40 - - - -

Sunka 1 Orellana - - 1,93 1,60 - - - -

Sunka 2 Orellana - - 0,45 0,36 - - - -

Tapir A Orellana - - 5,20 4,63 - - - -

Tarapoa North West 5 Sucumbíos - - 0,83 0,60 - - - -

Tarapuy Sucumbíos - - 0,79 0,64 - - - -

TPP Sucumbíos - - 75,83 65,40 - - - -

Wanke 1 Orellana - - 4,02 3,38 - - - -

Consejo Provincial De

Tungurahua Tiliví Tungurahua 1 0,10 0,06 - - - - - -

Ecoelectric ECOELECTRIC Guayas 1 - - - - - - 36,50 35,20

Loreto Orellana 2,30 2,20 - - - - - -

Papallacta Napo 6,63 6,20 - - - - - -

Ecudos Ecudos A-G Cañar 1 - - - - - - 29,80 27,60

Electrocordova Electrocórdova Imbabura 1 0,20 0,20 - - - - - -

Enermax Calope Cotopaxi 1 16,60 15,00 - - - - - -

Hidroabanico Hidroabanico Morona Santiago 1 38,45 37,99 - - - - - -

Hidroimbabura Hidrocarolina Imbabura 1 0,92 0,88 - - - - - -

Hidrosanbartolo Hidrosanbartolo Morona Santiago 1 49,95 49,95 - - - - - -

I.m. mejía La Calera Pichincha 1 1,25 1,00 - - - - - -

Geppert Pichincha 1,65 1,65 - - - - - -

Kohler Pichincha - - 1,60 1,40 - - - -

Municipio Cantón Espejo Espejo Carchi 1 0,44 0,40 - - - - - -

Amazonas Sucumbíos - - 6,66 6,14 - - - -

Cayagama Sucumbíos - - 3,36 3,36 - - - -

Chiquilpe Pichincha - - 0,16 0,16 - - - -

Páramo Napo - - 3,36 2,56 - - - -

Puerto Quito Pichincha - - 0,16 0,16 - - - -

Sardinas Napo - - 6,66 5,33 - - - -

Terminal Marítimo Esmeraldas - - 1,72 1,72 - - - -

Estacion CFE Sucumbíos - - 0,06 0,04 - - - -

Estacion ENO Sucumbíos - - 0,66 0,22 - - - -

Estacion Ocano Sucumbíos - - 0,35 0,11 - - - -

Estacion Peña Blanca Sucumbíos - - 0,18 0,05 - - - -

Estacion Ron Sucumbíos - - 0,14 0,08 - - - -

Perlabí Perlabí Pichincha 1 2,70 2,46 - - - - - -

Aguajal Orellana - - 4,33 1,64 - - - -

Anaconda Orellana - - 4,00 1,48 - - - -

Angel Norte Orellana - - 1,45 1,24 - - - -

Apaika Orellana - - 6,08 4,46 - - - -

Arazá Sucumbíos - - 1,05 0,82 - - - -

Arcolands Shushufindi Sucumbíos - - 9,35 7,50 - - - -

Auca Orellana - - 1,51 1,08 - - - -

Auca 51 Orellana - - 1,50 1,05 - - - -

Auca Central Orellana - - 0,84 0,59 - - - -

Auca Sur Orellana - - 14,58 12,70 - - - -

Cedros Sucumbíos - - 0,73 0,45 - - - -

CELEC SACHA Orellana - - 14,40 11,20 - - - -

Coca Orellana - - 11,64 8,64 - - - -

Concordia Orellana - - 0,89 0,31 - - - -

Cononaco Pastaza - - 5,40 3,50 - - - -

CPF Sucumbíos - - 38,59 26,59 - - - -

Cuyabeno Sucumbíos - - 24,66 14,57 - - - -

Dumbique Sucumbíos - - 2,33 1,85 - - - -

EPF- Pad L Orellana - - 6,30 5,04 - - - -

EPF-Eden Yuturi Orellana - - 101,18 69,78 - - - -

Frontera Sucumbíos - - 1,63 1,06 - - - -

Gacela Orellana - - 2,06 1,48 - - - -

Guanta Sucumbíos - - 12,41 9,77 - - - -

Indillana Orellana - - 4,71 2,28 - - - -

Itaya A Sucumbíos - - 3,36 1,80 - - - -

Itaya B Sucumbíos - - 2,55 1,10 - - - -

Jaguar Orellana - - 0,23 0,16 - - - -

JUSTICE Culebra Orellana - - 8,16 6,00 - - - -

JUSTICE Sacha Orellana - - 6,80 5,00 - - - -

JUSTICE Shushufindi Sur Sucumbíos - - 8,16 6,00 - - - -

Lago Agrio Sucumbíos - - 6,80 6,00 5,00 4,15 - -

Limoncocha Sucumbíos - - 16,24 7,77 - - - -

Lobo Orellana - - 1,34 1,05 - - - -

Mono Orellana - - 0,90 0,63 - - - -

Nenke Orellana - - 0,91 0,68 - - - -

Oso Napo - - 31,55 22,84 - - - -

Pacayacu Sucumbíos - - 0,35 0,28 - - - -

Paka Norte Orellana - - 4,18 1,51 - - - -

Paka Sur Orellana - - 7,47 3,86 - - - -

Pakay Sucumbíos - - 3,25 1,85 - - - -

Turbogas Turbovapor

Empresa Central ProvinciaNúmero

Centrales

Hidráulica MCI

7

5

72

Agip

Ocp

Orion

Petroamazonas

Andes Petro

Ecoluz

Moderna Alimentos

Agua Y Gas De Sillunchi

3

2

39

2

2

ANEXO A

A.3. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS POR TIPO CENTRAL

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Álvaro Tinajero Guayas - - - - - - - - 94,80 64,00 - -

Aníbal Santos (Gas) Guayas - - - - - - - - 113,27 97,00 - -

Aníbal Santos (Vapor) Guayas - - - - - - - - - - 34,50 20,00

Lligua Tungurahua - - - - - - 5,00 3,60 - - - -

Península Tungurahua 3,00 2,90 - - - - - - - - - -

Panel Fotovoltaico Morona Santiago - - - - 0,37 0,37 - - - - - -

Taisha Morona Santiago - - - - - - - - - - 0,24 0,24

Angamarca Cotopaxi 0,30 0,26 - - - - - - - - - -

Catazacón Cotopaxi 0,80 0,76 - - - - - - - - - -

El Estado Cotopaxi 1,70 1,66 - - - - - - - - - -

Illuchi No.1 Cotopaxi 4,19 4,00 - - - - - - - - - -

Illuchi No.2 Cotopaxi 5,20 5,20 - - - - - - - - - -

Baltra Eolico Galápagos - - 2,25 2,25 - - - - - - - -

Baltra Solar Galápagos - - - - 0,07 0,07 - - - - - -

Floreana Perla Solar Galápagos - - - - 0,02 0,02 - - - - - -

Floreana Solar aislados Galápagos - - - - 0,01 0,01 - - - - - -

Isabela Solar aislados Galápagos - - - - 0,01 0,01 - - - - - -

San Cristóbal Galápagos - - 2,40 2,40 - - - - - - - -

San Cristobal Solar Eolicsa Galápagos - - - - 0,01 0,01 - - - - - -

Santa Cruz Solar aislados Galápagos - - - - 0,01 0,01 - - - - - -

Santa Cruz Solar Puerto Ayora Galápagos - - - - 1,52 1,52 - - - - - -

Ambi Imbabura 8,00 7,85 - - - - - - - - - -

Buenos Aires 2012 Imbabura 0,98 0,95 - - - - - - - - - -

La Playa Carchi 1,32 1,10 - - - - - - - - - -

San Miguel de Car Carchi 2,95 2,52 - - - - - - - - - -

Cumbayá Pichincha 40,00 40,00 - - - - - - - - - -

G. Hernández Pichincha - - - - - - 34,32 31,20 - - - -

Guangopolo Pichincha 20,92 20,92 - - - - - - - - - -

Los Chillos Pichincha 1,76 1,76 - - - - - - - - - -

Nayón Pichincha 29,70 29,70 - - - - - - - - - -

Pasochoa Pichincha 4,50 4,50 - - - - - - - - - -

Alao Chimborazo 10,40 10,00 - - - - - - - - - -

Nizag Chimborazo 0,80 0,75 - - - - - - - - - -

Río Blanco Chimborazo 3,13 3,00 - - - - - - - - - -

Carlos Mora Zamora Chinchipe 2,40 2,40 - - - - - - - - - -

Catamayo Loja - - - - - - 19,74 17,17 - - - -

36 142,05 140,23 4,65 4,65 2,02 2,02 59,06 51,97 208,07 161,00 34,74 20,24

Fotovoltaica MCI Turbogas Turbovapor


Centrales

Hidráulica Eólica

6

3

2

Total general

E.E. Quito

E.E. Riobamba

E.E. Sur

E.E. Norte

3

2

2

5

9

4

CNEL-Guayaquil

E.E. Ambato

E.E. Centro Sur

E.E. Cotopaxi

E.E. Galápagos

ANEXO B

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Altgenotec 0,99 0,99 - - 0,99 0,99

Brineforcorp 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

CELEC-Coca Codo Sinclair 1.563,36 1.541,00 - - 1.563,36 1.541,00

CELEC-Electroguayas 539,07 494,03 - - 539,07 494,03

CELEC-Gensur 16,50 16,50 - - 16,50 16,50

CELEC-Hidroagoyán 463,00 441,00 - - 463,00 441,00

CELEC-Hidroazogues 6,23 6,23 - - 6,23 6,23

CELEC-Hidronación 255,20 255,00 - - 255,20 255,00

CELEC-Hidropaute 1.732,00 1.756,99 - - 1.732,00 1.756,99

CELEC-Termoesmeraldas 458,40 406,92 - - 458,40 406,92

CELEC-Termogas Machala 275,36 249,60 - - 275,36 249,60

CELEC-Termopichincha 383,01 327,09 - - 383,01 327,09

Ecuagesa 28,05 27,00 - - 28,05 27,00

Elecaustro 85,79 83,79 - - 85,79 83,79

Electrisol 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Electroquil 200,00 192,38 - - 200,00 192,38

EMAAP-Q 23,42 23,00 - - 23,42 23,00

Enersol 0,50 0,49 - - 0,50 0,49

Epfotovoltaica 2,00 2,00 - - 2,00 2,00

Gasgreen 2,00 1,76 - - 2,00 1,76

Generoca 38,12 34,40 - - 38,12 34,40

Genrenotec 0,99 0,99 - - 0,99 0,99

Gonzanergy 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Gransolar 3,00 3,00 - - 3,00 3,00

Hidrosibimbe 17,35 16,16 - - 17,35 16,16

Hidrotambo 8,00 8,00 - - 8,00 8,00

Hidrovictoria 10,32 10,00 - - 10,32 10,00

Intervisa Trade 115,00 102,00 - - 115,00 102,00

Lojaenergy 1,00 0,70 - - 1,00 0,70

Renova Loja 1,00 0,70 - - 1,00 0,70

Sabiangosolar 1,00 0,73 - - 1,00 0,73

San Pedro 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Sanersol 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Sansau 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Saracaysol 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Solchacras 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Solhuaqui 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Solsantonio 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Solsantros 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Surenergy 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Termoguayas 150,00 120,00 - - 150,00 120,00

Valsolar 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

Wildtecsa 1,00 1,00 - - 1,00 1,00

6.394,64 6.136,42 - - 6.394,64 6.136,42

Agip - - 55,06 48,21 55,06 48,21

Agua Y Gas De Sillunchi - - 0,40 0,39 0,40 0,39

Andes Petro - - 144,96 120,35 144,96 120,35

Consejo Provincial De Tungurahua 0,10 0,06 - - 0,10 0,06

Ecoelectric - - 36,50 35,20 36,50 35,20

Ecoluz 8,93 8,40 - - 8,93 8,40

Ecudos - - 29,80 27,60 29,80 27,60

Electrocordova 0,20 0,20 - - 0,20 0,20

Enermax 16,60 15,00 - - 16,60 15,00

Hidroabanico 38,45 37,99 - - 38,45 37,99

Hidroimbabura 0,92 0,88 - - 0,92 0,88

Hidrosanbartolo 49,95 49,95 - - 49,95 49,95

I.m. mejía 1,25 1,00 - - 1,25 1,00

Moderna Alimentos - - 3,25 3,05 3,25 3,05

Municipio Cantón Espejo 0,44 0,40 - - 0,44 0,40

Ocp - - 22,08 19,43 22,08 19,43

Orion - - 1,40 0,49 1,40 0,49

Perlabí - - 2,70 2,46 2,70 2,46

Petroamazonas - - 668,67 462,49 668,67 462,49

Repsol - - 153,56 126,97 153,56 126,97

San Carlos - - 78,00 73,60 78,00 73,60

SERMAA EP 1,10 0,84 - - 1,10 0,84

Sipec - - 13,95 10,68 13,95 10,68

Tecpetrol - - 7,97 6,37 7,97 6,37

UCEM 2,00 1,90 3,63 2,50 5,63 4,40

UNACEM - - 33,25 27,30 33,25 27,30

Vicunha - - 6,09 5,86 6,09 5,86

119,94 116,62 1.261,26 972,96 1.381,21 1.089,57

CNEL-Guayaquil 242,57 181,00 - - 242,57 181,00

E.E. Ambato 8,00 6,50 - - 8,00 6,50

Generadora

B.1. POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA DE LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO

POR TIPO DE SERVICIO

Público No Público Total

EmpresaTipo Empresa

Autogeneradora

Total Generadora


Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Público No Público Total

EmpresaTipo Empresa

E.E. Centro Sur 0,61 0,61 - - 0,61 0,61

E.E. Cotopaxi 12,19 11,88 - - 12,19 11,88

E.E. Galápagos 6,29 6,29 - - 6,29 6,29

E.E. Norte 13,25 12,42 - - 13,25 12,42

E.E. Quito 131,20 128,08 - - 131,20 128,08

E.E. Riobamba 14,33 13,75 - - 14,33 13,75

E.E. Sur 22,14 19,57 - - 22,14 19,57

450,58 380,11 - - 450,58 380,11

Distribuidora

Total Distribuidora

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Potencia

Nominal

(MW)

Potencia

Efectiva

(MW)

Turbogas Turbovapor


Centrales

Hidráulica MCI

Palmar Oeste Sucumbíos - - 6,62 4,15 - - - -

Palo Azul PGE Orellana - - 26,90 22,18 - - 12,00 11,00

Payamino Orellana - - 14,00 8,81 - - - -

Pichincha Sucumbíos - - 0,27 0,17 - - - -

POWERON Auca Pozos Orellana - - 22,22 15,56 - - - -

Pucuna Orellana - - 0,99 0,78 - - - -

RS ROTH Aguarico Sucumbíos - - 11,09 7,00 - - - -

RS ROTH Shushufindi Drago 2 Sucumbíos - - 4,73 2,85 - - - -

RS ROTH Shushufindi Drago N1 Sucumbíos - - 6,84 5,20 - - - -

Sacha Orellana - - 23,31 19,25 1,00 0,70 - -

Sacha Norte 1 Orellana - - 21,23 6,32 - - - -

Sacha Norte 2 Orellana - - 7,76 5,89 - - - -

Sacha Sur Orellana - - 12,37 9,61 - - - -

Sansahuari Sucumbíos - - 10,28 6,49 - - - -

Santa Elena Sucumbíos - - 2,50 1,31 - - - -

Secoya Sucumbíos - - 29,43 26,02 - - - -

Shushufindi Sucumbíos - - - - 11,75 10,00 - -

Shushufindi Estación Sur-oeste Sucumbíos - - 9,53 5,69 - - - -

Shushufindi Norte Sucumbíos - - 3,15 2,37 - - - -

SRF Shushufindi Sucumbíos - - 0,33 0,10 - - - -

Tangay Sucumbíos - - 1,37 0,60 - - - -

Tapi Sucumbíos - - 4,35 3,24 - - - -

Tetete Sucumbíos - - 4,61 2,91 - - - -

Tipishca Sucumbíos - - 0,89 0,58 - - - -

Tumali Sucumbíos - - 1,78 0,77 - - - -

Tuntiak Sucumbíos - - 0,33 0,10 - - - -

VHR Sucumbíos - - 10,43 8,58 - - - -

Vinita Orellana - - 3,51 2,64 - - - -

Yamanunka Sucumbíos - - 2,19 1,20 - - - -

Yanaq.Oeste Orellana - - 1,64 1,15 - - - -

Yuca Orellana - - 3,29 2,55 - - - -

Yuralpa Napo - - 17,15 6,99 - - - -

REPSOL YPF-NPF-1 Orellana - - - - 42,90 35,00 - -

REPSOL YPF-NPF-2 Orellana - - 8,68 7,09 - - - -

REPSOL YPF-SPF-1 Orellana - - - - 30,10 19,00 - -

REPSOL YPF-SPF-2 Orellana - - 17,44 15,03 - - - -

REPSOL YPF-SPF-3 Orellana - - 45,28 44,30 - - - -

REPSOL YPF-SSFD Sucumbíos - - 1,67 0,95 7,50 5,60 - -

San Carlos San Carlos Guayas 1 - - - - - - 78,00 73,60

Atuntaqui Imbabura 0,40 0,32 - - - - - -

Fabrica Imbabura Imbabura 0,70 0,52 - - - - - -

MDC-CPF Orellana - - 9,55 7,40 - - - -

PBH-ESTACION Orellana - - 0,50 0,40 - - - -

PBH-HUA01 Orellana - - 0,78 0,55 - - - -

PBH-HUA02 Orellana - - 0,54 0,45 - - - -

PBH-PAR12 Orellana - - 2,30 1,65 - - - -

PBH-PSO02 Orellana - - 0,28 0,23 - - - -

BERMEJO ESTE Sucumbíos - - 0,19 0,15 - - - -

BERMEJO NORTE 19 Sucumbíos - - 0,19 0,15 - - - -

BERMEJO SUR 1008 Sucumbíos - - 1,33 1,06 - - - -

BERMEJO SUR 12 Sucumbíos - - 1,08 0,86 - - - -

ESTACIÓN NORTE Sucumbíos - - 0,36 0,29 - - - -

ESTACIÓN RAYO Sucumbíos - - 0,91 0,72 - - - -

ESTACIÓN SUR Sucumbíos - - 1,44 1,15 - - - -

PLANTA DE AGUA Sucumbíos - - 1,90 1,52 - - - -

SUBESTACIÓN 4B Sucumbíos - - 0,57 0,46 - - - -

PLANTA CHIMBORAZO Chimborazo 2,00 1,90 - - - - - -

Planta Guapan Cañar - - - - - - 3,63 2,50

UNACEM Selva Alegre Imbabura 1 - - 33,25 27,30 - - - -

Vicunha Vindobona Pichincha 1 6,09 5,86 - - - - - -

171 130,79 126,98 992,24 738,25 98,25 74,45 159,93 149,90 Total

Repsol

SERMAA EP

Sipec

Tecpetrol

UCEM

6

2

6

9

2

ANEXO C

C.1 POTENCIA NOMINAL Y EFECTIVA POR TIPO DE EMPRESA Y PROVINCIA

Tipo Empresa Provincia Empresa Tipo Central SistemaNúmero

Centrales

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Azuay CELEC-Hidropaute Hidráulica S.N.I. 3 1.732,00 1.756,99

Azuay Elecaustro Hidráulica S.N.I. 3 40,49 40,49

Azuay Elecaustro Térmica S.N.I. 1 19,20 17,20

Bolívar Hidrotambo Hidráulica S.N.I. 1 8,00 8,00

Cañar CELEC-Hidroazogues Hidráulica S.N.I. 1 6,23 6,23

Cañar Elecaustro Hidráulica S.N.I. 1 26,10 26,10

Cotopaxi Epfotovoltaica Solar S.N.I. 2 2,00 2,00

El Oro CELEC-Termogas Machala Térmica S.N.I. 2 275,36 249,60

El Oro Sanersol Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

El Oro Saracaysol Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

El Oro Solchacras Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

El Oro Solhuaqui Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

El Oro Solsantonio Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

El Oro Solsantros Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Esmeraldas CELEC-Termoesmeraldas Térmica S.N.I. 3 243,20 217,50

Galápagos CELEC-Termopichincha Térmica No Incorporado 4 22,21 18,57

Guayas Altgenotec Solar S.N.I. 1 0,99 0,99

Guayas CELEC-Electroguayas Térmica S.N.I. 4 407,27 389,00

Guayas CELEC-Hidronación Hidráulica S.N.I. 1 213,00 213,00

Guayas CELEC-Termopichincha Térmica No Incorporado 1 2,80 2,52

Guayas Electroquil Térmica S.N.I. 1 200,00 192,38

Guayas Generoca Térmica S.N.I. 1 38,12 34,40

Guayas Genrenotec Solar S.N.I. 1 0,99 0,99

Guayas Intervisa Trade Térmica S.N.I. 1 115,00 102,00

Guayas Sansau Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Guayas Termoguayas Térmica S.N.I. 1 150,00 120,00

Guayas Wildtecsa Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Imbabura CELEC-Coca Codo Sinclair Hidráulica S.N.I. 1 63,36 65,00

Imbabura Gransolar Solar S.N.I. 2 3,00 3,00

Imbabura Valsolar Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Loja CELEC-Gensur Eólica S.N.I. 1 16,50 16,50

Loja Gonzanergy Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Loja Lojaenergy Solar S.N.I. 1 1,00 0,70

Loja Renova Loja Solar S.N.I. 1 1,00 0,70

Loja Sabiangosolar Solar S.N.I. 1 1,00 0,73

Loja San Pedro Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Loja Surenergy Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Los Ríos CELEC-Hidronación Hidráulica S.N.I. 1 42,20 42,00

Los Ríos CELEC-Termopichincha Térmica S.N.I. 1 95,20 81,00

Los Ríos Hidrosibimbe Hidráulica S.N.I. 1 15,37 14,20

Manabí Brineforcorp Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Manabí CELEC-Termoesmeraldas Térmica S.N.I. 4 215,20 189,42

Manabí Enersol Solar S.N.I. 1 0,50 0,49

Napo CELEC-Coca Codo Sinclair Hidráulica S.N.I. 1 1.500,00 1.476,00

Napo Hidrovictoria Hidráulica S.N.I. 1 10,32 10,00

Orellana CELEC-Termopichincha Térmica No Incorporado 1 20,40 18,60

Orellana CELEC-Termopichincha Térmica S.N.I. 3 7,00 5,40

Pichincha CELEC-Termopichincha Térmica S.N.I. 3 145,80 120,80

Pichincha Electrisol Solar S.N.I. 1 1,00 1,00

Pichincha EMAAP-Q Hidráulica No Incorporado 1 0,06 0,06

Pichincha EMAAP-Q Hidráulica S.N.I. 3 23,36 22,94

Pichincha Gasgreen Biogas S.N.I. 1 2,00 1,76

Pichincha Hidrosibimbe Hidráulica S.N.I. 2 1,98 1,96

Santa Elena CELEC-Electroguayas Térmica S.N.I. 2 131,80 105,03

Sucumbíos CELEC-Termopichincha Térmica No Incorporado 2 19,60 17,40

Sucumbíos CELEC-Termopichincha Térmica S.N.I. 4 70,00 62,80

Tungurahua CELEC-Hidroagoyán Hidráulica S.N.I. 3 463,00 441,00

Tungurahua Ecuagesa Hidráulica S.N.I. 1 28,05 27,00

90 6.394,64 6.136,42

Cañar Ecudos Biomasa S.N.I. 1 29,80 27,60

Cañar UCEM Térmica No Incorporado 1 3,63 2,50

Carchi Municipio Cantón Espejo Hidráulica S.N.I. 1 0,44 0,40

Chimborazo UCEM Hidráulica No Incorporado 1 2,00 1,90

Cotopaxi Enermax Hidráulica S.N.I. 1 16,60 15,00

Esmeraldas Ocp Térmica No Incorporado 1 1,72 1,72

Guayas Ecoelectric Biomasa S.N.I. 1 36,50 35,20

Guayas San Carlos Biomasa S.N.I. 1 78,00 73,60

Imbabura Electrocordova Hidráulica S.N.I. 1 0,20 0,20

Imbabura Hidroimbabura Hidráulica S.N.I. 1 0,92 0,88

Imbabura SERMAA EP Hidráulica S.N.I. 2 1,10 0,84

Imbabura UNACEM Térmica S.N.I. 1 33,25 27,30

Morona Santiago Hidroabanico Hidráulica S.N.I. 1 38,45 37,99

Morona Santiago Hidrosanbartolo Hidráulica S.N.I. 1 49,95 49,95

Napo Agip Térmica No Incorporado 1 9,00 7,78

Napo Ecoluz Hidráulica S.N.I. 1 6,63 6,20

Napo Ocp Térmica No Incorporado 2 10,02 7,89

Napo Petroamazonas Térmica No Incorporado 2 48,70 29,83

Orellana Andes Petro Térmica No Incorporado 21 44,08 36,45

Orellana Ecoluz Hidráulica S.N.I. 1 2,30 2,20

Orellana Petroamazonas Térmica No Incorporado 34 355,65 248,30

Orellana Repsol Térmica No Incorporado 5 144,39 120,42

Orellana Sipec Térmica No Incorporado 6 13,95 10,68

Pastaza Agip Térmica No Incorporado 2 46,06 40,43

Pastaza Petroamazonas Térmica No Incorporado 1 5,40 3,50

Pichincha Agua Y Gas De Sillunchi Hidráulica S.N.I. 2 0,40 0,39

Pichincha I.M. Mejía Hidráulica S.N.I. 1 1,25 1,00

Pichincha Moderna Alimentos Hidráulica S.N.I. 1 1,65 1,65

Pichincha Moderna Alimentos Térmica S.N.I. 1 1,60 1,40

Pichincha Ocp Térmica No Incorporado 2 0,32 0,32

Pichincha Perlabí Hidráulica S.N.I. 1 2,70 2,46

Pichincha Vicunha Hidráulica S.N.I. 1 6,09 5,86

Sucumbíos Andes Petro Térmica No Incorporado 18 100,88 83,90

Sucumbíos Ocp Térmica No Incorporado 2 10,02 9,50

Sucumbíos Orion Térmica No Incorporado 5 1,40 0,49

Sucumbíos Petroamazonas Térmica No Incorporado 35 258,92 180,85

Sucumbíos Repsol Térmica No Incorporado 1 9,17 6,55

Sucumbíos Tecpetrol Térmica No Incorporado 9 7,97 6,37

TungurahuaConsejo Provincial De

TungurahuaHidráulica S.N.I. 1 0,10 0,06

171 1.381,21 1.089,57

Carchi E.E. Norte Hidráulica S.N.I. 2 4,27 3,62

Chimborazo E.E. Riobamba Hidráulica No Incorporado 1 0,80 0,75

Chimborazo E.E. Riobamba Hidráulica S.N.I. 2 13,53 13,00

Cotopaxi E.E. Cotopaxi Hidráulica No Incorporado 3 2,80 2,68

Cotopaxi E.E. Cotopaxi Hidráulica S.N.I. 2 9,39 9,20

Galápagos E.E. Galápagos Eólica No Incorporado 2 4,65 4,65

Generadora

Total Generadora


Autogeneradora

Tipo Empresa Provincia Empresa Tipo Central SistemaNúmero

Centrales

Potencia

Nominal (MW)

Potencia

Efectiva (MW)

Galápagos E.E. Galápagos Solar No Incorporado 7 1,64 1,64

Guayas CNEL-Guayaquil Térmica S.N.I. 3 242,57 181,00

Imbabura E.E. Norte Hidráulica S.N.I. 2 8,98 8,80

Loja E.E. Sur Térmica S.N.I. 1 19,74 17,17

Morona Santiago E.E. Centro Sur Solar No Incorporado 1 0,37 0,37

Morona Santiago E.E. Centro Sur Térmica No Incorporado 1 0,24 0,24

Pichincha E.E. Quito Hidráulica S.N.I. 5 96,88 96,88

Pichincha E.E. Quito Térmica S.N.I. 1 34,32 31,20

Tungurahua E.E. Ambato Hidráulica S.N.I. 1 3,00 2,90

Tungurahua E.E. Ambato Térmica S.N.I. 1 5,00 3,60

Zamora Chinchipe E.E. Sur Hidráulica S.N.I. 1 2,40 2,40

36 450,58 380,11

297 8.226,42 7.606,10

Distribuidora

Total general

Total Distribuidora

ANEXO D

D.1 CARACTERÍSTICAS DE SUBESTACIONES Y SUS TRANSFORMADORES ASOCIADOS DE EMPRESAS GENERADORAS

Empresa TipoSubestación # Subestaciones Nombre Subestación # Transformadores Nombre Transformador VoltajePrimario VoltajeSecundario OA (MVA) FA (MVA) FOA (MVA) Máxima (MVA)

Trafo. Principal TV-2 13,8 69 52,00 70,00 86,00 86,00

Trafo. Principal TV-3 13,8 69 52,00 70,00 86,00 86,00

Trafo. Principal TG-4 13,8 69 20,40 27,20 34,00 34,00

Trafo. Auxiliar TV-2 13,8 2,4 5,00 5,00 5,00 5,00

Trafo. Auxiliar TV-3 13,8 2,4 7,50 7,50 7,50 7,50

Trafo. Auxiliar de Planta 13,8 2,4 5,00 5,00 5,00 5,00

Transformador Principal 13,8 69 85,00 114,00 142,00 142,00

GSU-1 13,8 69 60,00 80,00 80,00 80,00

GSU-2 13,8 69 60,00 80,00 80,00 80,00

S/E Santa Elena II Transformador Principal SE 90.1 MW 34,5 138 125,00 156,00 156,00 156,00

S/E Santa Elena III Transformador Principal 50 MVA 13,8 69 50,00 - - 50,00

Total CELEC-Electroguayas 521,90 614,70 681,50 731,50

CELEC-Gensur Elevación 1 Subestación Villonaco 1 Transformador de Potencia 69 34,5 23,00 25,00 - 25,00

Total CELEC-Gensur 23,00 25,00 - 25,00

T1 13,8 145 - - 85,00 85,00

T2 13,8 145 - - 85,00 85,00

T1 13,8 141,5 - - 40,00 40,00

T2 13,8 141,5 - - 40,00 40,00

T1 13,8 230 - - 127,50 127,50

T2 13,8 230 - - 127,50 127,50

Total CELEC-Hidroagoyán - - 505,00 505,00

CELEC-Hidroazogues Elevación 1 Alazán 1 Transformador de elevación 6,6 69 10,00 12,50 - 12,50

Total CELEC-Hidroazogues 10,00 12,50 - 12,50

TF1 13,8 230 37,00 - 51,00 51,00

TF2 13,8 230 37,00 - 51,00 51,00

TE1 13,8 138 85,00 85,00 85,00 85,00

TE2 13,8 138 85,00 85,00 85,00 85,00

TE3 13,8 138 85,00 85,00 85,00 85,00

Total CELEC-Hidronación 329,00 255,00 357,00 357,00

MT1 13,8 138 90,00 120,00 160,00 160,00

STO 13,2 4,16 10,00 12,50 12,50 12,50

UT1 13,2 4,16 10,00 12,50 12,50 12,50

Jaramijo TR1 13,8 138 40,00 50,00 - 50,00

Total CELEC-Termoesmeraldas 150,00 195,00 185,00 235,00

TR-101A 13,8 138 50,00 67,00 93,00 93,00

TR-101B 13,8 138 50,00 67,00 93,00 93,00

GSU-1 13,8 138 60,00 80,00 100,00 100,00

GSU-2 13,8 138 60,00 80,00 100,00 100,00

Total CELEC-Termogas Machala 220,00 294,00 386,00 386,00

B1 6,6 138 15,00 20,00 20,00 20,00

B2 6,6 138 15,00 20,00 20,00 20,00

P1 13,8 138 32,00 32,00 32,00 32,00

P2 13,8 138 32,00 32,00 32,00 32,00

P3 13,8 138 32,00 32,00 32,00 32,00

Transformador Puna Transformador 0,22 13,2 4,00 - - 4,00

Total CELEC-Termopichincha 130,00 136,00 136,00 140,00

Ecuagesa Elevación 1 Patio De Maniobras 1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA ONAN 13,8 138 35,00 35,00 35,00 35,00

Total Ecuagesa 35,00 35,00 35,00 35,00

El Descanso TR1 22 6,3 20,00 24,00 24,00 24,00

TR6-1 13,8 69 15,00 15,00 15,00 15,00

TR6-2 13,8 69 15,00 15,00 15,00 15,00

TR1 69 4,16 10,00 10,00 10,00 10,00

TR2 69 4,16 10,00 10,00 10,00 10,00

TR3 69 4,16 10,00 10,00 10,00 10,00

TR1 22 2,4 1,60 1,60 1,60 1,60

TR2 22 2,4 1,60 1,60 1,60 1,60

TR3 22 2,4 2,45 2,45 2,45 2,45

TR4 22 2,4 2,45 2,45 2,45 2,45

Saymirin III-IV TR5 69 2,4 10,00 12,50 12,50 12,50

Total Elecaustro 98,10 104,60 104,60 104,60

TE1 13,8 69 38,40 51,20 64,00 64,00

TE2 13,8 69 56,40 75,00 84,00 84,00

TE3 13,8 138 34,00 45,00 56,00 56,00

TE4 13,8 138 40,00 50,00 67,20 67,20

TIC 69 138 67,20 89,60 112,00 112,00

Total Electroquil 236,00 310,80 383,20 383,20

El Carmen T1 6,6 138 10,00 12,50 12,50 12,50

Recuperadora T1 6,9 138 12,60 18,00 18,00 18,00

Booster 1 T1 138 6,9 12,60 18,00 18,00 18,00

Booster 2 T1 138 6,9 12,60 18,00 18,00 18,00

Total EMAAP-Q 47,80 66,50 66,50 66,50

GROC-1 13,8 69 25,00 33,33 33,33 33,33

GROC-2 13,8 69 25,00 33,33 33,33 33,33

Total Generoca 50,00 66,66 66,66 66,66

Hidrosibimbe Elevación 1 Casa Máquinas 1 Transformador Principal 6,9 69 18,00 18,00 18,00 18,00

Total Hidrosibimbe 18,00 18,00 18,00 18,00

Hidrotambo Elevación 1 San Jose del Tambo 1 Transformador de elevacion 4,16 69 10,00 10,00 10,00 10,00

Total Hidrotambo 10,00 10,00 10,00 10,00

Hidrovictoria Elevación 1 Victoria - Cuyuja 1 Transformador de Elevación Central Victoria 6,6 22,8 12,00 - - 12,00

Total Hidrovictoria 12,00 - - 12,00

Intervisa Trade Elevación 1 Intervisa 1 GSU XFORMER 13,8 138 90,00 120,00 150,00 150,00

Total Intervisa Trade 90,00 120,00 150,00 150,00

T01 13,8 230 37,50 37,50 37,50 37,50

T02 13,8 230 37,50 37,50 37,50 37,50

T03 13,8 230 37,50 37,50 37,50 37,50

T04 13,8 230 63,50 63,50 63,50 63,50

T05 13,8 230 63,50 63,50 63,50 63,50

Total Termoguayas 239,50 239,50 239,50 239,50

11

51ElevaciónElectroquil

Saymirin I-II

4

2

5

4

3

2

2

1

3

5

11

6

5

4

4

6

Elevación

Elevación

Elevación

Elevación

Elevación




Elecaustro

4

Elevación

Elevación

Saucay

EMAAP-Q

Generoca

Termoguayas

S/E Gonzalo Zevallos

S/E Pascuales II

Agoyán

Pucará

San Francisco

Baba

Daule Peripa

Elevación

Elevación

CELEC-Electroguayas

CELEC-Hidroagoyán

CELEC-Hidronación

Esmeraldas I

Bajo Alto

Patio De Maniobras

Patio De Maniobras

Ocaña

Electroquil

Generoca

Termoguayas

Elevación

Reducción

1

1


Ulysseas Elevación 1 Patio De Maniobras (*) 1 B1 13,2 138 37,50 37,50 37,50 37,50

Total Ulysseas 37,50 37,50 37,50 37,50

Total 35 71 2.257,80 2.540,76 3.361,46 3.514,96

ANEXO D

D.2 CARACTERÍSTICAS DE SUBESTACIONES Y SUS TRANSFORMADORES ASOCIADOS DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS


Cf42-Tr001a 13,8 34,5 5,00 5,60 5,60 5,60

Cf42-Tr001b 13,8 34,5 5,00 5,60 5,60 5,60

Cf42-Tr001c 13,8 34,5 5,00 5,60 5,60 5,60

Cf42-Tr003a 13,8 0,48 2,00 2,24 2,24 2,24

Cf42-Tr003b 13,8 0,48 2,00 2,24 2,24 2,24

Sar-Tr-001a 13,8 0,48 2,00 2,30 2,30 2,30

Sar-Tr-001b 13,8 0,48 2,00 2,30 2,30 2,30

Ws42-Tr001a 34,5 4,16 5,00 5,60 5,60 5,60

Ws42-Tr001b 34,5 4,16 5,00 5,60 5,60 5,60

Ws42-Tr001c 34,5 4,16 5,00 5,60 5,60 5,60

Ws42-Tr002a 4,16 0,48 1,00 1,12 1,12 1,12

Ws42-Tr002b 4,16 0,48 1,00 1,12 1,12 1,12

Vb42-Tr-001a 34,5 4,16 5,00 5,60 5,60 5,60

Vb42-Tr-002a 4,16 0,48 0,30 0,36 0,36 0,36

Total Agip 45,30 50,88 50,88 50,88

T-001 13,8 34,5 9,00 12,00 12,00 12,00

T-002 13,8 34,5 9,00 12,00 12,00 12,00

T-005 13,8 34,5 9,00 12,00 12,00 12,00

T-006 13,8 34,5 9,00 12,00 12,00 12,00

T-008 13,8 34,5 12,00 20,00 20,00 20,00

T-009 13,8 34,5 12,00 20,00 20,00 20,00

T-10 13,8 34,5 12,00 20,00 20,00 20,00

Total Andes Petro 72,00 108,00 108,00 108,00

Ecoelectric Elevación 1 Sub Estación Ecoelectric 69 Kv 1 TF21-31 TRANSFORMADOR DE POTEN 4,16 69 5,50 6,25 6,25 6,25

Total Ecoelectric 5,50 6,25 6,25 6,25

Loreto T3 0,69 22,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Papallacta T4 22,8 43,8 6,60 6,60 6,60 6,60

Reducción Pifo T5 43,8 22,8 6,60 6,60 6,60 6,60

Total Ecoluz 15,70 15,70 15,70 15,70

Elevación Ecudos Elevación TP-E 13,8 69 22,00 31,60 31,60 31,60

Reducción Ecudos Reducción TP-I 69 5,5 6,00 8,67 8,67 8,67

Total Ecudos 28,00 40,27 40,27 40,27

Enermax Elevación 1 Calope 1 CALOPE 6,9 69 20,80 20,80 20,80 20,80

Total Enermax 20,80 20,80 20,80 20,80

S/E Hidroabanico 1 Transformador de Potencia Etapa I 4,16 69 18,00 18,00 18,00 18,00

Transformador de Potencia Etapa II 4,16 69 27,00 27,00 27,00 27,00

Total Hidroabanico 45,00 45,00 45,00 45,00

Hidrosanbartolo Elevación 1 Hidrosanbartolo 1 HIDROSANBARTOLO 13,8 138 56,00 56,00

Total Hidrosanbartolo 56,00 56,00

Transformador 1000 KVA 13,8 0,22 1,00 1,00 1,00 1,00



Total Moderna Alimentos 1,64 1,64 1,64 1,64

Cayagama TR-0204 13,2 0,48 0,80 0,80 0,80 0,80

Chiquilpe TR-0603 13,5 0,48 0,08 0,08 0,08 0,08

TR-1001 13,8 0,48 1,50 1,50 1,50 1,50

TR-1002 13,8 0,48 1,50 1,50 1,50 1,50

Mt On Shore TR-21000 13,8 0,48 0,08 0,08 0,08 0,08

Páramo TR-0404 22,8 0,48 1,20 1,20 1,20 1,20

Puerto Quito TR-0703 13,5 0,48 0,13 0,13 0,13 0,13

Total Ocp 5,28 5,28 5,28 5,28

Perlabí Elevación 1 Perlabí 1 TE1 0,69 22,8 3,15 3,15 3,15 3,15

Total Perlabí 3,15 3,15 3,15 3,15

CPF CPF Transf 13,8 69 20,00 26,60 26,60 26,60

Culebra JUSTICE Culebra transf 1 0,48 13,8 7,50 7,50 7,50 7,50

EPF Trans 1 13,8 34,5 10,00 10,00 10,00 10,00

EPF Trans 2 13,8 34,5 10,00 10,00 10,00 10,00

Lago transf 1 4,16 13,8 4,00 4,00 4,00 4,00

Lago transf 2 4,16 13,8 4,00 4,00 4,00 4,00

Lago Agrio 69 kV. Lago transf 3 13,8 69 6,25 6,25 6,25 6,25

PAZU Trans 1 13,8 69 20,00 26,60 26,60 26,60

PAZU Trans 2 13,8 69 20,00 26,60 26,60 26,60

S/E Sacha 69kV Sacha Trans 13,8 69 20,00 26,60 26,60 26,60

Sacha transf 1 4,16 13,8 4,00 4,00 4,00 4,00

Sacha transf 2 4,16 13,8 4,00 4,00 4,00 4,00

Sacha 69 kV. Sacha transf 3 13,8 69 5,00 6,25 6,25 6,25

Secoya Secoya transf 1 13,8 69 15,00 15,00 15,00 15,00

Shushufindi Cental JUSTICE Shushufindi Central tranf JUSTICE 0,48 13,8 7,50 7,50 7,50 7,50

Shushufindi Central- Sur Shushufindi transf 2 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Shushufindi-Sacha- Atacapi Shushufindi transf 1 69 13,8 15,00 15,00 15,00 15,00

Shushunfindi Sur JUSTICE Shushufindi Sur transf JUSTICE 0,48 13,8 7,50 7,50 7,50 7,50

SUBESTACION SACHA 13.8 KV Transformador S/E Sacha 01 4,16 13,8 4,00 - 4,00

Sucumbios transf 1 0,48 13,8 1,50 1,50 1,50 1,50

Sucumbios transf 2 0,48 13,8 1,50 1,50 1,50 1,50

Yuca 13.8 kV. Yuca tranf 1 0,48 13,8 2,00 2,00 2,00 2,00

Atacapi Atacapi transf 69 13,8 6,25 6,25 6,25 6,25

Culebra Culebra tranf 2 13,8 69 5,00 6,25 6,25 6,25

Parahuacu Parahuacu transf 69 13,8 6,25 6,25 6,25 6,25

Shushufindi Sur Shushufindi Sur transf 1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Yuca 69 kV. Yuca transf 2 13,8 69 5,00 6,25 6,25 6,25

Total Petroamazonas 221,25 249,90 249,90 253,90

X-1010 13,8 34,5 5,00 7,00 7,00 7,00

X-1020 13,8 34,5 10,00 15,00 25,00 25,00

X-1064 13,8 34,5 15,00 20,00 25,00 25,00

X-1060 13,8 34,5 10,00 12,50 14,00 14,00

X-2012 13,8 34,5 15,00 20,00 28,00 28,00

X-2013 13,8 34,5 15,00 20,00 28,00 28,00

X-2020 13,8 34,5 20,00 25,00 28,00 28,00

X-2066 13,8 34,5 20,00 25,00 28,00 28,00

X-2065 13,8 34,5 20,00 25,00 28,00 28,00

X-2067 13,8 34,5 20,00 25,00 28,00 28,00

X-2902A 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

X-2902B 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

X-2909 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

X-2901 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

Bogi X-1902 33 2,4 5,00 7,00 7,00

X-1903 33 2,4 7,00 7,84 9,80 9,80

X-1912 33 2,4 5,00 - 5,00

X-2905 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

X-2905A 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

X-2906 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

X-2906A 34,5 2,4 10,00 12,50 12,50

X-21111 34,5 2,4 10,00 12,50 12,50

X-2907 34,5 2,4 10,00 12,50 12,50

X-2908A 34,5 2,4 10,00 12,50 12,50

X-2908B 34,5 2,4 5,00 7,00 7,00

X-2911 33 2,4 5,00 6,25 7,00 7,00

X-2910 34,5 2,4 10,00 12,50 12,50

X-21002 34,5 2,4 10,00 12,50 12,50

Pompeya X-4010 33 4,16 5,00 6,25 7,00 7,00

Tivacuno X-1901 33 2,4 5,00 7,00 7,00

WIP X-2904 34,4 2,4 10,00 12,50 12,50

1

4

1

3

2

1

Moderna Alimentos

14

7

3

2

2

3

7

27

31

6

22

13

Agip

Andes Petro

Ecoluz

Ecudos

Hidroabanico

Elevación

Reducción

Elevación

Elevación

Elevación

Reducción

Reducción

Elevación

Reducción

Ocp

Petroamazonas

Repsol

Elevación

Reducción

Sucumbios

Agip Oil - Cpf

Agip Oil - Sry

Agip Oil - Villano A

Agip Oil - Villano B

Switchyard

Subestacón Eléctrica

Mt

EPF 34.5 kV

Lago Agrio 13.8 kV.

Palo Azul

Sacha 13.8 kV.

Npf

Spf

Amo A

Amo B

Capiron

Daimi A - Daimi B

Ginta A - Iro B

Ginta B

Iro 01 - Iro A


Total Repsol 292,00 367,09 311,80 425,30

T3 69 13,8 25,00 31,25 31,25 31,25

T1 13,8 4,16 5,00 6,25 6,25 6,25

T2 13,8 4,16 5,00 6,25 6,25 6,25

T5 13,8 0,46 0,75 0,90 0,90 0,90

TB 13,8 4,16 5,00 6,50 6,50 6,50

T4 69 13,8 25,00 31,25 31,25 31,25

Total San Carlos 65,75 82,40 82,40 82,40

PARAISO 17 TRANSFORMADOR REDUCTOR SUBES 13,8 34,5 4,00 4,00 4,00 4,00

SUBESTACION CPF TRANSFORMADOR SUBESTACION CP 13,8 34,5 4,00 4,00 4,00 4,00

Total Sipec 8,00 8,00 8,00 8,00

Elevación SUBESTACION PLANTA HIDROELECTR TRANSFORMADOR 2MVA PLANTA HID 0,4 22 2,00 2,00

TRANSFORMADOR 2MVA SUB PRINCIP 22 4,16 2,00 2,00

TRANSFORMADOR PRINCIPAL 5MVA 69 4,16 5,60 7,00 7,00

TRANSFORMADOR PRINCIPAL 12MVA 69 4,16 10,00 12,00 12,00

Total UCEM 19,60 19,00 23,00

UNACEM Reducción 1 Selva Alegre 1 T1 69 4,16 30,00 35,00 35,00 35,00

Total UNACEM 30,00 35,00 35,00 35,00

Transformador trifasico 0,4 13,8 5,00 5,00

Transformador trifasico 0,69 13,8 4,00 4,00

Total Vicunha 9,00 9,00

Total 64 115 943,97 1.058,36 984,07 1.189,57

1

1

2

UCEM

6

2

4

2

2

ElevaciónVicunha

San Carlos

Sipec

Elevación

Elevación

Reducción

Vindobona

Central San Carlos

SUBESTACION CHIMBORAZO 1

ANEXO D

D.3 CARACTERÍSTICAS DE SUBESTACIONES Y SUS TRANSFORMADORES ASOCIADOS DE CELEC - TRANSELECTRIC

TipoSubestación # Subestaciones Nombre Subestación # Transformadores Nombre Transformador VoltajePrimario VoltajeSecundario OA (MVA) FA (MVA) FOA (MVA) Máxima (MVA)

AT1 230 138 225,00 300,00 375,00 375,00

AT2 230 138 225,00 300,00 375,00 375,00

AT1 138 69 33,00 43,00 - 43,00

AT2 138 69 45,00 75,00 - 75,00

1 Baños 1 ATQ 138 69 20,00 26,70 33,30 33,30

1 Caraguay 1 ATQ 138 69 135,00 225,00 - 225,00

1 Chone 1 ATQ 138 69 60,00 100,00 - 100,00

1 Cuenca 1 ATQ 138 69 60,00 99,90 - 99,90

1 Cumbaratza 1 ATQ 138 69 20,00 33,30 - 33,30

1 Dos Cerritos 1 ATK 230 69 99,00 165,00 - 165,00

1 El Inga 1 ATT 230 138 180,00 300,00 - 300,00

1 Esclusas 1 ATT 230 138 135,00 225,00 - 225,00

AA1 138 69 44,80 59,73 75,00 75,00

AA2 138 69 44,80 75,00 - 75,00

1 Gualaceo 1 TRG 138 22 12,00 16,00 - 16,00

ATQ 138 69 40,00 66,66 - 66,66

T1 138 34,5 30,00 50,00 - 50,00

ATR 138 69 40,00 66,66 - 66,66

1 Limón 1 TRE 138 13,8 5,00 6,66 - 6,66

1 Loja 1 ATQ 138 69 40,00 53,30 66,70 66,70

1 Macas 1 TRQ 138 69 40,00 66,70 - 66,70

ATQ 138 69 60,00 99,90 - 99,90

TRK 230 69 99,90 166,50 - 166,50

ATR 138 69 60,00 99,90 - 99,90

1 Manta 1 ATQ 138 69 20,00 33,33 - 33,33

1 Méndez 1 TRE 138 13,8 5,00 6,66 - 6,66

ATK 230 69 99,99 133,32 166,65 166,65

ATU 230 138 135,00 225,00 - 225,00

1 Montecristi 1 ATQ 138 69 60,00 100,00 - 100,00

1 Móvil Efacec 1 1 TMK 230 69 - - 45,00 45,00

1 Móvil Efacec 2 1 AMQ 138 69 - - 60,00 60,00

1 Móvil Efacec 3 1 AMQ 138 69 - - 60,00 60,00

1 Móvil Mitsubishi 1 AMQ 138 69 30,00 - - 30,00

1 Mulaló 1 ATQ 138 69 40,00 53,34 66,70 66,70

ATQ 138 69 40,00 60,00 - 60,00

ATR 138 69 40,00 66,70 - 66,70

1 Nueva Prosperina 1 TRK 230 69 135,00 225,00 - 225,00

1 Orellana 1 ATQ 138 69 40,00 66,66 - 66,66

ATU 230 138 225,00 300,00 375,00 375,00

ATT 230 138 225,00 375,00 - 375,00

ATR 138 69 120,00 200,00 - 200,00

ATQ 138 69 120,00 200,00 - 200,00

1 Policentro 1 ATQ 138 69 90,00 150,00 - 150,00

ATU 230 138 180,00 300,00 - 300,00

ATT 230 138 180,00 300,00 300,00

AA1 138 69 44,80 59,73 75,00 75,00

AA2 138 69 45,00 75,00 - 75,00

1 Posorja 1 ATQ 138 69 20,00 33,30 - 33,30

1 Puyo 1 ATQ 138 69 20,00 33,30 - 33,30

ATT 230 138 99,99 133,32 166,65 166,65

ATR 138 69 90,00 150,00 - 150,00

1 Quinindé 1 ATQ 138 69 40,00 66,70 - 66,70

1 Riobamba 1 TRK 230 69 60,00 80,10 99,90 99,90

ATQ 138 69 90,00 150,00 - 150,00

ATR 138 69 90,00 150,00 - 150,00

1 San Gregorio 1 ATT 230 138 135,00 225,00 - 225,00

ATQ 138 69 40,00 53,30 66,70 66,70

ATR 138 69 40,00 66,70 - 66,70

ATU 230 138 225,00 300,00 375,00 375,00

ATT 230 138 225,00 375,00 - 375,00

TRN 138 46 45,00 75,00 - 75,00

TRP 138 46 45,00 75,00 - 75,00

ATU 230 138 99,99 133,32 166,65 166,65

ATR 138 69 60,00 80,00 99,99 99,99

ATT 230 138 99,99 166,65 - 166,65

1 Sinincay 1 TRK 230 69 100,00 165,50 - 165,50

1 Tena 1 TRQ 138 69 20,00 26,67 33,33 33,33

ATT 230 138 60,00 99,99 - 99,99

ATQ 138 69 60,00 99,99 - 99,99

ATT 230 138 135,00 225,00 - 225,00

ATQ 138 69 90,00 150,00 - 150,00

1 Tulcán 1 ATQ 138 69 20,00 33,30 - 33,30

Total general 48 72 5.638,26 8.796,79 2.781,57 9.515,53

2

Elevación

2

2

2

2

2

3

3

4

2

2

2

2

3

4

1

1

1

2

2

1

1

Molino

Ambato

Esmeraldas

Ibarra

Machala

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

Reducción

Salitral

Santa Elena

Santa Rosa

Santo Domingo

Totoras

Trinitaria

Milagro

Nueva Babahoyo

Pascuales

Pomasqui

Portoviejo

Quevedo

1

1

ANEXO D

D.4 CARACTERÍSTICAS DE SUBESTACIONES Y SUS TRANSFORMADORES ASOCIADOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS


Caluma Caluma 69 13,8 5,00 - 6,25 6,25

Cochabamba 69 13,8 2,50 - - 2,50

Cochabamba 69 13,8 10,00 - 12,50 12,50

Echeandia Echeandia 69 13,8 10,00 - 12,50 12,50

Guanujo Guanujo 69 13,8 10,00 - 12,50 12,50

Guaranda Guaranda 69 13,8 5,00 - 5,00 5,00

Guaranda 69 13,8 10,00 12,50 12,50

Sicoto Sicoto 69 13,8 10,00 - 12,50 12,50

Total CNEL-Bolívar 62,50 - 73,75 76,25

Arenillas T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T1 69 13,8 5,00 5,00 - 5,00

T2 67 13,2 2,50 2,50 - 2,50

Barbones T1 69 13,8 16,00 20,00 20,00

El Cambio T1 69 13,8 10,00 12,00 12,00

T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50

T2 69 13,8 5,00 5,00 - 5,00

La Avanzada T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50

La Iberia T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

La Peaña T1 69 13,8 16,00 20,00 20,00

La Primavera T1 69 13,8 20,00 24,00 24,00

T1 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00

T2 69 13,8 5,00 6,25 6,25

T2 67 13,2 10,00 10,00 - 10,00

T1 69 13,8 20,00 24,00 24,00

T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T2 67 13,2 3,75 3,75 - 3,75

T2 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T1 69 13,8 20,00 24,00 24,00

Porotillo T1 67 13,2 2,50 2,50 - 2,50

T1 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00

T2 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

Saracay T1 67 13,2 3,75 3,75 - 3,75

T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T2 69 13,8 5,00 6,25 6,25

Total CNEL-El Oro 251,50 302,75 - 302,75

Atacames Subestación Atacames T1 69 13,8 16,00 20,00 24,00 24,00

Subestación Borbón T1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Subestación Borbón T2 67 13,2 1,50 1,50 1,50 1,50

Golondrinas SUBESTACIÓN GOLONDRINAS T1 67 13,2 10,00 12,50 12,50 12,50

Las Palmas Subestación Las Palmas T1 69 13,8 16,00 20,00 24,00 24,00

Muisne Subestación Muisne 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Nuevo Quinindé Subestación Nuevo Quinindé 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Subestación Propicia T2 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Subestación Propicia T1 69 13,2 10,00 12,50 12,50 12,50

Quinindé Subestación Quinindé 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Subestación Rocafuerte T2 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Subestación Rocafuerte T1 69 13,2 2,50 2,80 2,80 2,80

Sálima Subestación Sálima T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50

San Lorenzo Subestación San Lorenzo T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Santas Vainas Subestación Santas Vainas T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Viche Subestación Viche 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Total CNEL-Esmeraldas 130,50 161,55 157,05 169,55

Alborada TR-98-55 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Alborada 2 TR-11-81 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

America TR-88-38 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-03-66 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-03-67 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Atarazana TR-82-31 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Ayacucho TR-93-47 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Belo Horizonte TR-09-76 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Bien Público TR-13-86 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-87-35 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-87-36 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-99-59 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-99-60 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Cerro Blanco TR-03-63 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Chongón TR-11-84 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Cumbre TR-03-65 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

El Fortín TR-11-80 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-98-52 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-98-54 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-07-75 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-12-85 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-03-64 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-88-37 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Garzota TR-90-40 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Germania TR-93-45 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-97-51 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-95-49 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Guayacanes TR-93-46 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-98-57 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-98-56 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Lotes con Servicio Alegría TR-14-90 67 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-11-79 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-11-78 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Mucho Lote TR-15-89 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-10-77 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-16-92 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-98-53 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-14-87 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Parque California TR-76-20 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Portuaria TR-06-74 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-04-70 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-04-71 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Puerto Liza TR-99-58 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-72-14 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

TR-14-88 67 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Safando TR-77-22 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

TR-04-72 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-16-91 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-95-48 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-03-62 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-04-69 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR-04-68 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Trinitaria TR-82-30 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Universo TR-06-73 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Vergeles TR-11-82 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Total CNEL-Guayaquil 972,00 1.296,00 1.296,00 1.296,00

Elevación Puná TR1 0,24 13,8 1,00 1,00 1,00 1,00

América TR1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Balzar TR1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

TR1 69 13,8 16,00 20,00 24,00 24,00

TR2 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Cataluña TR1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Ciudad Celeste TR1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Daule Norte TR1 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Daule Sur TR1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Daule-Peripa TR1 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Durán Norte TR1 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

TR2 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

El Codo TR1 67 14,5 5,00 5,00 5,00 5,00

El Empalme TR1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

TR2 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR1 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

Empacreci TR1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Juan Bautista Aguirre TR1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

La Toma TR1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Lagos del Batán TR1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Los Arcos TR1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Manglero TR1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Mocoli TR1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Palestina TR1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Pedro Carbo TR1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Quevedo Norte TR1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Quevedo Nueva TR1 69 13,8 18,00 24,00 24,00 24,00

TR1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

TR2 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Saibaba TR 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Samborondón TR1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Santa Lucía TR1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Santa Martha TR1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

TR1 69 13,8 16,00 20,00 24,00 24,00

TR2 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Valencia TR1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Villa Club TR1 69 13,8 24,00 30,00 30,00 30,00

Total CNEL-Guayas Los Ríos 480,50 609,50 617,50 617,50

Elevación Hidrosibimbe TRP-01 6,9 69 18,00 18,00 18,00 18,00

Baba TRI-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Cedege TRF-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Centro Industrial TRB-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Inpaecsa TRP-04 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

La Ercilia TRJ-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Nelson Mera TRA-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Palenque TRK-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Proyecto Catarama TRP-02 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Puebloviejo TRE-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

16

55

38

15

6

17

13

39

33

15

8

25

Cochabamba

Balao

Huaquillas

Los Pinos

Machala

Machala Centro

Astillero

Boyaca

Ceibos

Esmeraldas

Flor De Bastión

Garay

Pagua

Portovelo (Pache)

Sta. Rosa

Borbón_1

Propicia

Rocafuerte

Puerto STA ANA

Samanes

Sauce

Torre

Buena Fe

Guasmo

Kennedy Norte

Mapasingue

Orquideas

Padre Canales

Pradera

Durán Sur

El Recreo

Quevedo Sur

Tennis Club

CNEL-Bolívar

CNEL-El Oro

CNEL-Esmeraldas

CNEL-Guayaquil


CNEL-Los Ríos

Reducción

Reducción

Reducción

Reducción

Reducción

Reducción


Shopping Babahoyo TRP-03 69 13,8 2,50 3,15 3,15 3,15

Terminal Terrestre TRG-07 69 13,8 20,00 25,00 25,00 25,00

Ventanas TRD-07 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Vinces 1 TRCI-07 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Vinces2 TRCII-07 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Total CNEL-Los Ríos 162,50 196,15 196,15 196,15

Tranf 1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Tranf 2 69 13,8 10,00 10,00 10,00 10,00

Barranco Colorado Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Bellavista Transf 1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Calceta Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Caza Lagarto Transf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tranf 2 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Colimes Tranf 1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Crucita Transf 1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Jipijapa Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

La Estancilla Transf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tranf 1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Tranf 2 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Machalilla Tranf 1 69 13,8 5,00 5,60 5,60 5,60

Tranf 1 69 13,8 20,00 25,00 25,00 25,00

Tranf 2 69 13,8 20,00 25,00 25,00 25,00

Tranf 3 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Manta 2 Tranf 1 69 13,8 20,00 25,00 25,00 25,00

Manta 3 Tranf 1 69 13,8 20,00 25,00 25,00 25,00

Manta 4 Transf 1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Montecristi 1 Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Montecristi 2 Transf 1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Naranjal Transf 1 13,8 0,44 1,50 1,50 1,50 1,50

Playa Prieta Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tranf 1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Tranf 3 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tranf 2 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Portoviejo 2 Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Transf 2 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Pto. Cayo Tranf 1 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Tranf 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tranf 2 69 13,8 2,50 2,80 2,80 2,80

Rocafuerte Tranf 1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

San Miguel Transf 1 13,8 0,44 1,50 1,50 1,50 1,50

San Vicente Tranf 1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Tosagua Tranf 1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Total CNEL-Manabí 382,50 467,65 467,65 467,65

Subestación Bucay Bucay 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Subestacion Central Diesel Central Diesel 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Subestación Lorenzo De Ga L.Garaicoa 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Subestación M.Maridueña M.Maridueña 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Subestación Milagro Norte Norte 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Sur1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Sur2 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Subestación Milagro Sur 2 Sur 3 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Montero 1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Montero 2 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Naranjal 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Naranjal2 67 13,2 3,75 5,25 5,25 5,25

Subestación Naranjito Naranjito 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Subestación Pto.Inca Pto.Inca 66 13,8 3,75 5,25 5,25 5,25

Subestación Triunfo Triunfo 1 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

Yaguachi 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Yaguachi 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Total CNEL-Milagro 147,00 186,75 186,75 186,75

Capaes Capaes 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Carolina Carolina 69 13,2 10,00 12,00 12,00 12,00

Cerecita Cerecita 69 13,8 8,75 10,00 10,00 10,00

Chanduy 69 13,2 5,00 6,25 6,25 6,25

Cedege 69 13,2 3,75 3,75 3,75 3,75

Chipipe Chipipe 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Colonche Colonche 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Flopec Flopec 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

La Libertad La Libertad 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Manglaralto Manglaralto 69 13,2 5,00 6,25 6,25 6,25

NIRSA NIRSA 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Paseo Playas Paseo Playas 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Pechiche Transformador Pechiche 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Petrocomercial Petrocomercial 69 2,3 2,50 3,50 3,50 3,50

Petrocomercial 2 Petrocomercial 2 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Playas Playas 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Posorja Posorja 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Punta Blanca Punta Blanca 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Salica Salica 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Salinas Salinas 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

San Lorenzo San Lorenzo 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

San Lorenzo Del Mate San Lorenzo Del Mate 69 13,8 3,75 3,75 3,75 3,75

San Vicente San Vicente 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Sta Rosa Sta Rosa 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

Total CNEL-Sta. Elena 196,25 234,25 234,25 234,25

T1 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

T2 69 13,8 5,00 6,25 6,25

Concordia T1 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00

El Carmen T1 69 13,8 12,00 16,00 - 16,00

T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T2 69 13,8 5,00 6,25 6,25

El Rocío T1 69 13,8 5,00 - - 5,00

Jama Tranf 1 69 34,5 10,00 12,50 - 12,50

La Cadena T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T2 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

Patricia Pilar T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

Pedernales (1 - Trs) Tranf 1 69 34,5 10,00 12,50 - 12,50

Petrocomercial T1 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

Pronaca T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Quevedo T2 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00

Quito T1 69 13,8 16,00 20,00 - 20,00

Reynbanpac T1 69 13,8 2,50 3,13 - 3,13

Tranf 1 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

Tranf 2 69 34,5 2,50 - - 2,50

Shopping T1 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

Valle Hermoso T1 69 13,8 5,00 6,13 - 6,13

Total CNEL-Sto. Domingo 175,00 210,25 6,25 217,75

Celso Castellanos TCELSO CASTELLANO 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

TCOCA1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

TCOCA3 69 14,35 2,50 3,13 3,13 3,13

TCOCA2 NUEVO 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Jivino TJIVINO 69 13,8 12,00 16,00 16,00 16,00

TLAGO 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

TLAGO_NUEVO_15/20/25 69 13,8 15,00 20,00 25,00 25,00

Lumbaquí TRANSFORMADOR DE REDUCCIÓN 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Sacha TSACHA 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Shushufindi TSHUSHUFINDI 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tarapoa TTARAPOA 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Total CNEL-Sucumbíos 94,50 120,38 125,38 125,38

Lligua 1 4,16 13,8 3,13 3,13 3,13 3,13

Lligua 2 4,16 13,8 3,13 3,13 3,13 3,13

Peninsula Peninsula 2 6,9 13,8 3,50 3,50 3,50 3,50

Agoyan San Francisco 1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Atocha 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Atocha 2 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Baños 1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Baños 2 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Huachi 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Huachi 2 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Loreto 1 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Loreto 3 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Montalvo Montalvo 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Musullacta Musullacta 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

Oriente 1 69 13,8 12,00 15,00 15,00 15,00

Oriente 2 69 13,8 12,00 15,00 15,00 15,00

Pelileo Pelileo 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Pillaro 1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Pillaro 2 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Puyo 1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Puyo 2 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Puyo 2 Puyo 3 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Quero Quero 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Samanga 1 69 13,8 12,00 16,50 16,50 16,50

Samanga 2 69 13,8 12,00 16,50 16,50 16,50

Tena Tena 1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Tena Norte Tena 2 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Totoras Eeasa Totoras Eeasa 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Total E.E. Ambato 267,76 331,51 325,26 331,51

Azogues-Encapsulada-Gis-Transform. TR-1 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

S/E Azogues 2 Tansformador 16/20 MVA - 69/22 kv 69 22 16,00 20,00 20,00

Total E.E. Azogues 26,00 32,50 12,50 32,50

T1 SE 18 CAÑAR 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

T2 SE 18 CAÑAR 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T1 SE 02 P. CENTENARIO 22 6,3 10,00 12,50 12,50 12,50

T2 SE 02 CENTENARIO 22 6,3 5,00 6,50 6,50 6,50

T1 SE 05 EL ARENAL 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

29

13

2

38

17

24

22

11

28

23

18

8

19

2

Lodana

Manta 1

Portoviejo 1

Portoviejo 3

Bahía de Caráquez

Chone

Alluriquin

El Centenario

La Palma

Sesme (2 - Trs)

Coca

Lago Agrio

Rio De Oro

Subestación Milagro Sur

Subestación Montero

Subestación Naranjal

Subestación Yaguachi

Chanduy

Pillaro

Puyo

Samanga

Cañar

Centenario

El Arenal

Lligua

Atocha

Baños

Huachi

Loreto 69kV

Oriente

CNEL-Sta. Elena

CNEL-Sto. Domingo

CNEL-Sucumbíos

E.E. Ambato

Reducción

Reducción

Reducción

Elevación

Reducción

Reducción

Reducción

Reducción

E.E. Azogues

CNEL-Manabí

CNEL-Milagro


T2 SE 05 EL ARENAL 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T1 SE 12 DESCANSO 69 22 10,00 10,00 10,00 10,00

T2 SE 12 DESCANSO 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

Guablincay T1 SE 09 AZOGUES 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

La Troncal T1 SE 50 LA TRONCAL 69 13,8 10,00 12,00 12,00 12,00

T1 SE 14 LENTAG 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

T2 SE 14 LENTAG 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T2 SE 01 L. CORDERO 22 6,3 5,00 6,50 6,50 6,50

T1 SE 01 L. CORDERO 22 6,3 10,00 12,50 12,50 12,50

T2 SE 21 MACAS 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T3 SE 21 MACAS 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

T1 SE 03 MONAY 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T2 SE 03 MONAY 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T1 SE 04 P. INDUSTRIAL 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T2 SE 04 P. INDUSTRIAL 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

T1 SE 07 RICAURTE 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

T2 SE 07 RICAURTE 69 22 12,50 12,50 12,50 12,50

Turi T1 SE 08 TURI 69 22 24,00 32,00 32,00 32,00

Verdillo T1 SE 06 VERDILLO 69 22 10,00 12,50 12,50 12,50

Total E.E. Centro Sur 372,50 480,00 480,00 480,00

Catazacón T17 CATAZACÓN 0.44-13.8 0,44 13,8 1,00 1,00 1,00 1,00

T12 ILLUCHI1 2.4-22 2,4 22 1,75 1,75 1,75 1,75

T13 ILLUCHI1 2.4-22 2,4 22 1,75 1,75 1,75 1,75

T14 ILLUCHI1 2.4-22 2,4 22 1,75 1,75 1,75 1,75

Illuchi 2 T15 ILLUCHI2 2.4-13.8 2,4 13,8 6,50 6,50 6,50 6,50

Shuyo T18 ANGAMARCA 4.16 4,16 13,8 0,38 0,38 0,38 0,38

Tingo la Esperanza T16 EL ESTADO 4.16-13.8 4,16 13,8 2,13 2,13 2,13 2,13

T1 CALVARIO BANCO 22-6.3 23 6,3 1,75 1,75 1,75 1,75

T2 CALVARIO BANCO 22-6.3 23 6,3 1,75 1,75 1,75 1,75

T3 CALVARIO BANCO 22-6.3 23 6,3 1,75 1,75 1,75 1,75

T4 CALVARIO 22-13.8 23 13,8 4,00 5,20 5,20 5,20

La Cocha T21 LA COCHA 69-13.8 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

La Maná T8 MANÁ 69-13.8 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Lasso T9 LASSO 69-13.8 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Mulaló T7 MULALO 69-13.8 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Pujilì T6 PUJILÍ 69-13.8 69 13,8 4,00 5,20 5,20 5,20

Salcedo T19 SALCEDO 69-13.8 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

San Rafael T20 SAN RAFAEL 69-13.8 69 13,8 16,00 20,00 20,00 20,00

Sigchos T11 SIGCHOS 69-13.8 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Total E.E. Cotopaxi 111,51 134,66 134,66 134,66

Elevación 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Elevación 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Elevación 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Elevación - Reducción 0,48 13,8 1,50 1,50 1,50 1,50

Baltra - Subtransmisión Elevación - Reducción 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Elevación 0,225 13,2 0,75 0,75 0,75 0,75

Elevación 0,44 13,2 1,25 1,25 1,25 1,25

Elevación 0,225 13,2 1,25 1,25 1,25 1,25

Elevación 0,48 13,2 1,50 1,50 1,50 1,50

Puerto Ayora Solar Elevación 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Tp N. 1.1 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Tp N. 1.2 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Tp N. 1.3 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Elevación Banco grupo 4 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33


Elevación grupo 9 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33


Elevación grupo 6 0,48 13,2 1,30 1,30 1,30 1,30

Elevación Banco grupo 4 0,22 13,2 0,08 - - 0,08







Elevación(grupos Caterpillar) 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Tp N. 2.1 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Tp N. 2.2 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

T1 1 13,8 1,00 1,00 1,00 1,00

T2 1 13,8 1,00 1,00 1,00 1,00

T3 1 13,8 1,00 1,00 1,00 1,00

Reducción Santa Cruz - Subtransmisión Reducción - Elevación 0,48 13,2 0,33 0,33 0,33 0,33

Total E.E. Galápagos 41,32 17,05 17,05 41,32

T1 34,5 4,16 5,00 6,25 - 6,25

T2 34,5 4,16 5,00 6,25 - 6,25

T1 69 34,5 5,00 - - 5,00

T1 69 34,5 5,00 - - 5,00

San Miguel de Car T1 34,5 4,16 5,55 - 5,55

T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T4 13,2 6,3 3,00 - - 3,00

Alpachaca T2 69 13,8 20,00 25,00 - 25,00

Atuntaqui-69kV T0 69 13,8 20,00 25,00 - 25,00

T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

T2 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

Cotacachi T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

El Angel T1 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

T1 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

T2 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

El Retorno T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

La Carolina T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

La Esperanza T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Otavalo T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

San Agustín T1 67 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

San Gabriel T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

T2 34,5 13,8 2,00 2,50 2,50 2,50

T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

Tulcán T1 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Total E.E. Norte 193,05 216,25 116,25 234,80

S/E 90 Los Chillos S/E No. 90 2,3 23 5,01 6,99 6,99

S/E 92 Central Luluncoto S/E No. 92 6,3 46 9,00 11,50 11,50 11,50

S/E 01 Olímpico S/E No. 01 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 02 46 6,3 6,25 6,25 6,25 6,25

S/E No. 02 46 6,3 6,25 6,25 6,25 6,25

S/E No. 03 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 03 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 04 Chimbacalle S/E No. 04 46 6,3 12,00 16,00 20,00 20,00

S/E 05 Chilibulo S/E No. 05 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 06 Escuela Sucre S/E No. 06 46 6,3 5,00 6,25 6,25 6,25

S/E 07 San Roque S/E No. 07 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 08 La Marín S/E No. 08 46 6,3 8,00 10,00 10,00 10,00

S/E 09 Miraflores S/E No. 09 46 6,3 8,00 10,00 10,00 10,00

S/E 10 Diez Vieja S/E No. 10 46 6,3 8,00 10,00 10,00 10,00

S/E 11 Belisario Quevedo S/E No. 11 46 6,3 8,00 10,00 10,00 10,00

S/E 12 La Floresta S/E No. 12 46 6,3 8,00 10,00 10,00 10,00

S/E 13 Granda Centeno S/E No. 13 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 14 Gualo S/E No. 14 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 15 El Bosque S/E No. 15 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 16 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 16 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 17 Andalucía S/E No. 17 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 18 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 18 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 19 138 46 60,00 80,00 100,00 100,00

S/E No. 19 46 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 19 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 21 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 21 46 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 22 San Antonio S/E No. 22 138 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 23 Conocoto S/E No. 23 138 22,86 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 24 Carolina S/E No. 24 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 26 Alangasi S/E No. 26 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 27 San Rafael S/E No. 27 46 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 28 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 28 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 29 Cumbaya S/E No. 29 46 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 31 Tababela S/E No. 31 138 22,8 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 32 Diez Nueva S/E No. 32 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 33 Aeropuerto S/E No. 33 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 34 Machachi S/E No. 34 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 36 46 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 36 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 37 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 37 138 46 45,00 60,00 75,00 75,00

S/E No. 39 138 46 60,00 80,00 100,00 100,00

T1 138 46 37,00 48,00 - 48,00

T2 138 46 60,00 80,00 100,00 100,00

S/E No. 41 138 46 60,00 80,00 80,00 80,00

S/E No. 41 138 46 60,00 80,00 100,00 100,00

S/E 49 Los Bancos S/E No. 49 46 13,8 8,00 10,00 10,00 10,00

S/E 53 Perez Guerrero S/E No. 53 46 6,3 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E 54 Papallacta S/E No. 54 46 23 6,60 7,60 7,60 7,60

S/E 55 Sangolquí S/E No. 55 46 23 15,00 20,00 20,00 20,00

S/E No. 57 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 57 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E 58 El Quinche 138 S/E No. 58 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 59 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E No. 59 138 23 20,00 27,00 33,00 33,00

S/E EQ37 S/E No. EQ37 46 23 20,00 27,00 33,00 33,00

Total E.E. Quito 1.170,11 1.554,84 1.706,85 1.761,84

Nizag TGN01 0,5 13,8 0,72 0,72 0,72 0,72

24

19

32

24

6045

14

14

9

18

El Arenal

Ricaurte

Illuchi 1

El Calvario

Floreana

Isabela

Baltra - Eólico

El Descanso

Lentag

Luis Cordero

Macas

Monay

Parque Industrial

S/E 36 Tumbaco

Cayambe

El Chota

San Vicente

S/E 02 Luluncoto

S/E 03 Barrionuevo

S/E 16 Río Coca

San Cristóbal

Santa Cruz

Tropezón

Ambi

El Rosal

Ajaví

S/E 37 Santa Rosa

S/E 41 Selva Alegre

S/E 39 Vicentina

S/E 57 Pomasqui

S/E 59 Eugenio Espejo

S/E 18 Cristianía

S/E 21 Epiclachima

S/E 19 Cotocollao

S/E 28 Iñaquito

E.E. Centro Sur

E.E. Cotopaxi

E.E. Galápagos

E.E. Norte

E.E. Quito

Elevación

Reducción

Elevación

Reducción

Elevación

Reducción

Elevación

Elevación

Reducción


Río Blanco TGR01 6 13,8 3,33 3,33 3,33 3,33

TSE13 69 13,8 2,50 3,13 3,13 3,13

TGA01 44,2 2,4 3,28 3,28 3,28 3,28

TGA02 44,2 2,4 3,28 3,28 3,28 3,28

TGA03 69 2,4 3,28 3,28 3,28 3,28

TGA04 69 2,4 3,28 3,28 3,28 3,28

ATA 69 44 6,56 6,56 6,56 6,56

Alausi TSE09 69 13,8 5,00 5,00 5,00 5,00

Cajabamba TSE07 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Chunchi TSE10 69 13,8 5,00 - - 5,00

Guamote TSE08 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Multitud TSE14 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

S/E Dos TSE02 69 13,8 15,00 18,75 18,75 18,75

S/E Tres TSE03 69 13,8 15,00 18,50 18,50 18,50

TSE01 69 13,8 15,00 18,75 18,75 18,75

TGT01 13,8 4,16 3,13 3,12 3,12 3,13

T416 13,8 4,16 1,25 1,25 1,25 1,25

San Juan TSE6 69 13,8 1,00 - - 1,00

Tapi TSE04 69 13,8 15,00 18,75 18,75 18,75

Total E.E. Riobamba 121,61 135,98 135,98 141,99

Cariamanga T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Catacocha T1 69 13,8 2,50 3,13 3,13 3,13

T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

T2 69 13,8 10,00 10,00 10,00 10,00

Celica T1 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Chaguarpamba T1 69 13,8 0,80 0,80 0,80 0,80

Cumbaratza T1 69 22 10,00 12,50 - 12,50

El Pangui T1 69 22 5,00 6,25 6,25 6,25

Gonzanama T1 69 13,8 2,50 2,50 2,50 2,50

Macara T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Norte T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

T1 69 13,8 10,00 12,25 12,50 12,50

T2 69 13,8 10,00 12,25 - 12,25

Palanda T1 69 22 2,50 3,13 3,13 3,13

Pindal T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Playas T1 69 13,8 0,80 0,80 0,80 0,80

T1 69 13,8 10,00 10,00 10,00 10,00

T2 69 23 5,00 6,25 6,25 6,25

T3 69 13,8 10,00 12,50 12,50 12,50

Saraguro T1 69 13,8 5,00 6,25 6,25 6,25

Sur T1 69 13,8 10,00 12,50 - 12,50

Velacruz T1 69 13,8 0,80 0,80 0,80 0,80

Vilcabamba T1 69 13,8 5,00 6,25 - 6,25

Total E.E. Sur 132,40 158,15 102,40 158,40

Total general 367 501 5.491,00 6.846,16 6.391,67 7.206,99

20

23

13

19

S/E Uno

Catamayo

Obrapia

San Cayetano

Alao

E.E. Riobamba

E.E. Sur

Elevación

Reducción

Reducción

ANEXO E

E.1. CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS GENERADORAS

Empresa # Líneas Descripcion SubestacionSalida SubestacionLlegada Voltaje (kV)Capacidad Transmisión

Límite Térmico Longitud (km)

L/T Pascuales - CT. Enrique García (en blanco) Pascuales 69 106 0,39

Santa Elena II - Santa Elena S/E Santa Elena II Santa Elena 138 115 0,50

Santa Elena III - Santa Elena S/E Santa Elena III Santa Elena 69 52 0,75

TG-4 - S/E Gonzalo Zevallos (en blanco) S/E Gonzalo Zevallos 69 59,75 0,78

CELEC-Gensur 1 Villonaco-Loja Subestación Villonaco Loja 69 26 3,20

Alazán - Colectora Alazán Colectora 69 - 10,40

Colectora - Azogues 2 Colectora Azogues-Encapsulada-Gis-Transform. 69 - 23,64

Daule Peripa - Portoviejo Daule Peripa Portoviejo 138 120 90,40

Daule Peripa - Quevedo Daule Peripa Quevedo 138 120 42,60

CELEC-Hidropaute 1 Mazar - Zhoray Mazar Zhoray 230 230 2,51

CELEC-Termogas Machala 1 Bajo Alto-San Idelfonso Bajo Alto San Idelfonso 138 277 12,35

Ecuagesa 1 Aerea SE TOPO Patio De Maniobras 138 109 6,67

Elecaustro 1 Ocaña Ocaña Cañar 69 72 41,00

Electroquil - Chongón Electroquil Chongón 138 113 13,90

Electroquil - Estación Chongón Electroquil Chongón 69 70 17,50

Electroquil - Holcim Electroquil Interior 69 70 2,80

Booster 2 - Booster 1 Booster 2 Booster 1 138 65 5,00

El Carmen - Recuperadora El Carmen Recuperadora 138 65 31,00

Recuperadora - Booster 2 Recuperadora Booster 2 138 65 19,00

Sta. Rosa - El Carmen Santa Rosa El Carmen 138 65 30,00

Generoca 1 Generoca - Patio de Maniobras HOLCIM Generoca Interior 69 72 0,30

Hidrosibimbe 1 Casa máquinas - S/E Ventanas Ventanas Casa Máquinas 69 38,20 14,00

Hidrotambo 1 San Jose del Tambo - CEDEGE San Jose del Tambo Cedege 69 24 26,50

Hidrovictoria 1 Línea Cuyuja - Papallacta Victoria - Cuyuja Victoria - Papallacta 22,8 - 0,40

Intervisa Trade 1 Intervisa - Esclusas Intervisa Esclusas 138 115 0,60

Sansau 1 Linea de Transmisión Generadores SANSAU-WILDTECSA Samborondón 13,8 - 5,00

Termoguayas 1 Termoguayas - Trinitaria Termoguayas Trinitaria 230 150 5,70

Wildtecsa 1 Linea De Transmision De Generación SANSAU-WILDTECSA Samborondón 13,8 - 5,00

Total general 28 411,89

CELEC-Electroguayas

Electroquil

EMAAP-Q

4

3

4

2CELEC-Hidroazogues

CELEC-Hidronación 2

ANEXO E

E.2. CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE EMPRESAS AUTOGENERADORAS

Empresa # Líneas Descripcion SubestacionSalida SubestacionLlegada Voltaje (kV)Capacidad Transmisión

Límite Térmico Longitud (km)

Cpf-Villano A Agip Oil - Cpf Agip Oil - Villano A 34,5 - 44,00

Villano A-Villano B Agip Oil - Villano A Agip Oil - Villano B 34,5 - 3,20

Línea A - - 6,3 0,09 0,75

Línea B - - 6,3 0,26 3,00

Ecoelectric 1 Ecoelectric-Milagro Norte Sub Estación Ecoelectric 69 Kv Subestación Milagro Norte 69 - 0,10

Loreto-Papallacta Loreto Papallacta 22 - 5,66

Papallacta-Pifo Papallacta Pifo 46 - 29,19

Ecudos 1 Ecudos-La Troncal Ecudos Elevación La Troncal 69 69,60 3,60

Enermax 1 CALOPE-QUEVEDO Calope Quevedo 69 70,00 29,70

Hidroabanico 1 Hidroabanico 1-Hidroabanico 2 S/E Hidroabanico 1 S/E Hidroabanico 2 69 43,00 11,50

Hidroimbabura 1 Línea de media tensión, 13.2 KV (en blanco) (en blanco) 13,2 - 0,20

Hidrosanbartolo 1 HIDROSANBARTOLO Hidrosanbartolo Méndez 138 - 9,86

Atacapi-Secoya Atacapi Secoya 69 26,00 17,00

Atacapi-Shushufindi Atacapi Shushufindi Central- Sur 69 26,00 27,00

CPF-Sacha S/E Sacha 69kV CPF 69 26,00 37,00

Culebra-Yuca Culebra Yuca 69 kV. 69 26,00 16,00

Lago-Parahuacu Lago Agrio 69 kV. Parahuacu 69 26,00 20,00

Palo Azul - El Vergel Palo Azul El Vergel 69 26,00 21,00

Parahuacu-Atacapi Parahuacu Atacapi 69 26,00 6,00

Sacha-Culebra Sacha 69 kV. Culebra 69 26,00 20,00

Shushufindi-Sacha Shushufindi-Sacha- Atacapi Sacha 69 kV. 69 26,00 41,00

Ssfd Centra-Sur Shushufindi Central- Sur Shushufindi Sur 69 26,00 8,00

NPF - BOGI Npf Bogi 34,5 10,00 6,10

NPF - CAPIRON Npf Capiron 34,5 10,00 5,70

NPF - POMPEYA Npf Pompeya 34,5 15,00 44,00

NPF - SPF Npf Spf 34,5 20,00 53,90

NPF - TIVACUNO Npf Tivacuno 34,5 10,00 8,90

SPF - AMO A Spf Amo A 34,5 20,00 12,80

SPF - AMO B Spf Amo B 34,5 20,00 6,00

SPF - DAIMI 01 Spf Daimi A - Daimi B 34,5 15,00 1,20

SPF - GINTA B Spf Ginta B 34,5 20,00 13,50

SPF - KM117 OSW Spf Iro 01 - Iro A 34,5 15,00 9,00

SPF - KM117 PCR Spf Ginta A - Iro B 34,5 20,00 9,00

SPF - WIP Spf WIP 34,5 10,00 1,40

San Carlos 1 San Carlos-Milagro Central San Carlos Milagro 69 43,27 0,85

Sipec 1 ELECTRICA MDC-PBHI SUBESTACION CPF PARAISO 17 34,5 4,00 31,00

LINEA TRANSMISION 22KV SUBESTACION PLANTA HIDRO SUBESTACION CHIMBORAZO 1 22 2,00 17,00

LINEA TRANSMISION 69KV San Juan SUBESTACION CHIMBORAZO 1 69 16,00 1,00

Vicunha 1 Vindoboma - Equinoccial Vindobona Vindobona 13,2 5,00 5,00

Total general 39 580,11

2

Agip

Agua y Gas de Sillunchi

Ecoluz

Petroamazonas

Repsol

UCEM

2

2

2

10

12

ANEXO E

E.3. CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE CELEC - TRANSELECTRIC

Tipo de Circuito Voltaje # Líneas Descripcion Subestación de Salida Subestación de LlegadaCapacidad Transmision

LimiteTermico Longitud (km)

Baños - Puyo Baños Puyo 90,00 45,80

Chone - Severino Chone Severino 113,20 30,30

Chongón - Posorja Chongón Posorja 113,00 71,82

Chongón - Santa Elena Chongón Santa Elena 113,00 81,59

Cuenca - Gualaceo Cuenca Gualaceo 88,80 20,87

Cuenca - Yanacocha Cuenca Yanacocha 100,00 131,86

Daule Peripa - Chone Daule-Peripa Chone 113,20 63,30

Gualaceo - Limón Gualaceo Limón 88,80 45,14

Ibarra - Tulcán Ibarra Tulcán 115,50 74,50

Jaramijó - Manta Jaramijo Manta 110,00 5,38

Jaramijó - Montecristi Montecristi Jaramijo 138,00 8,20

Limón - Méndez Limón Méndez 88,80 33,02

Méndez - Macas Méndez Macas 88,80 51,39

Milagro - Nueva Babahoyo Milagro Nueva Babahoyo 247,00 41,07

Mulaló - Vicentina Mulaló S/E 39 Vicentina 112,00 74,00

Portoviejo - San Gregorio Portoviejo San Gregorio 110,00 7,16

Pucará - Ambato Pucará Ambato 112,00 25,74

Pucará - Mulaló Pucará Mulaló 148,00 42,30

Puyo - Tena Puyo Tena 90,00 62,17

Quinindé - Esmeraldas Quinindé Esmeraldas 113,20 73,78

San Gregorio - Montecristi San Gregorio Montecristi 110,00 26,26

San Idelfonso - Termo Gas Machala San Idelfonso Bajo Alto 296,00 11,20

Santo Domingo - Quinindé Santo Domingo Quinindé 113,20 80,50

Tena - Francisco de Orellana Tena Orellana 90,00 139,00

Totoras - Ambato Totoras Ambato 148,00 7,66

Tulcán - Panamericana Tulcán (en blanco) 115,50 15,50

Vicentina - Guangopolo S/E 39 Vicentina Patio De Maniobras 112,00 7,00

Yanacocha - Cumbaratza Yanacocha Cumbaratza 88,80 51,67

Yanacocha - Loja Yanacocha Loja 100,00 13,50

Total 138 1.341,68

Chongón - Santa Elena Chongón Santa Elena 113,00 84,67

Dos Cerritos - Pascuales Dos Cerritos Pascuales 353,00 9,90

Esclusas - Termoguayas Esclusas Termoguayas 247,00 0,20

Esclusas - Trinitaria Esclusas Trinitaria 494,00 7,40

Milagro - Dos Cerritos Milagro Dos Cerritos 353,00 42,90

Milagro - Esclusas Milagro Esclusas 494,00 51,60

Milagro - Pascuales Milagro Pascuales 353,00 52,80

Molino - Riobamba Molino Riobamba 342,00 157,32

Molino - Totoras Molino Totoras 342,00 200,20

Nueva Prosperina - Trinitaria Nueva Prosperina Trinitaria 353,00 19,30

Pascuales - Esclusas Pascuales Esclusas 353,00 35,60

Pascuales - Nueva Prosperina Pascuales Nueva Prosperina 353,00 11,80

Quevedo - Baba Quevedo Baba 353,00 43,90

Santo Domingo - Baba Santo Domingo Baba 353,00 60,70

Santo Domingo - Quevedo Santo Domingo Quevedo 353,00 104,60

Totoras - Riobamba Totoras Riobamba 342,00 42,90

Zhoray - Sinincay Zhoray Sinincay 332,00 49,50

Total 230 975,29

Coca Codo Sinclair - San Rafael 1 S/E Coca Codo Sinlcair San Rafael 1.732,05 8,21

Coca Codo Sinclair - San Rafael 2 S/E Coca Codo Sinlcair San Rafael 1.732,05 8,25

San Rafael - El Inga 1 San Rafael El Inga 1.732,01 123,89

San Rafael - El Inga 2 San Rafael El Inga 1.732,05 123,45

Total 500 263,80

Total Simple 50 2.580,77

Baños - Agoyán Baños Agoyán 165,00 1,90

Cuenca - Loja Cuenca Loja 100,00 134,20

Daule Peripa - Portoviejo Daule Peripa Portoviejo 113,20 91,20

Esclusas - Caraguay Esclusas Caraguay 148,00 5,40

Milagro - San Idelfonso Milagro San Idelfonso 113,50 112,80

Molino - Cuenca Molino Cuenca 100,00 67,08

Pascuales - Chongón Pascuales Chongón 113,00 24,20

Simple

138

230

500

29

17

4

Tipo de Circuito Voltaje # Líneas Descripcion Subestación de Salida Subestación de LlegadaCapacidad Transmision

LimiteTermico Longitud (km)

Pascuales - Salitral Pascuales Salitral 126,00 17,40

Policentro - Pascuales Pascuales Policentro 126,00 15,10

Pomasqui - Ibarra Pomasqui Ibarra 112,00 60,50

Quevedo - Daule Peripa Quevedo Daule Peripa 113,20 43,20

Salitral - Trinitaria Salitral Trinitaria 190,00 11,00

San Idelfonso - Machala San Idelfonso Machala 113,50 20,99

Santo Domingo - Esmeraldas Santo Domingo Esmeraldas 113,20 154,80

Totoras - Baños Totoras Baños 165,00 31,70

Total 138 791,47

El Inga - Pomasqui El Inga Pomasqui 494,00 34,84

Machala - Zorritos Machala (en blanco) 332,00 103,19

Milagro - Machala Milagro Machala 494,00 135,20

Milagro -Zhoray Milagro Zhoray 353,00 120,70

Molino - Pascuales Molino Pascuales 342,00 188,50

Pomasqui - Jamondino 1 Pomasqui (en blanco) 332,00 212,20

Pomasqui - Jamondino 2 Pomasqui (en blanco) 332,00 214,00

Quevedo - Pascuales Quevedo Pascuales 353,00 145,30

Quevedo - San Gregorio Quevedo San Gregorio 353,00 113,48

San Francisco - Totoras San Francisco Totoras 332,00 44,57

Santa Rosa - El Inga Santa Rosa El Inga 494,00 32,16

Santa Rosa - Pomasqui Santa Rosa Pomasqui 332,00 45,90

Santa Rosa - Santo Domingo Santa Rosa Santo Domingo 342,00 78,34

Santa Rosa - Totoras Santa Rosa Totoras 342,00 110,09

Zhoray - Molino Zhoray Molino 353,00 15,00

Total 230 1.593,47

Total doble 2.384,94

Doble

138

230

15

15

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